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En el marco de su visita a México, el gobernador Axel Kicillof suscribió este miércoles un convenio de cooperación entre la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) de la provincia de Buenos Aires y Litio para México (LitioMx), con el objeto de impulsar el trabajo articulado entre investigadores bonaerenses y mexicanos en materia de desarrollo del litio y su cadena de valor. 

El acuerdo fue suscripto junto al gerente regional de México y Centroamérica y Representante de México en la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe, René Orellana Halkyer; el director general de LitioMx, Pablo Taddei Arriola, y la titular de su área de Minería, Diana Ruiz.

Se trata del primer convenio con financiamiento externo para la CIC, que lleva adelante investigaciones orientadas al agregado de valor en el litio junto al Conicet y la Universidad Nacional de La Plata, en especial en las áreas de energías renovables, movilidad eléctrica y baterías ion litio. En ese sentido, la provincia también avanza con la construcción de un Centro de Investigación en Energías Renovables en el Campus Tecnológico de la institución.

Asimismo, Kicillof brindó una conferencia magistral denominada “Perspectivas económicas posneoliberales en América Latina”, en el Centro de Investigaciones y Docencia Económica (CIDE). En ese marco, el gobernador señaló que “durante la reunión que mantuve ayer con el presidente de Brasil, Lula da Silva, abordamos el proceso de integración latinoamericana que comenzó a partir de los ´2000 con la confluencia de gobiernos que llevaron adelante políticas anti neoliberales”. “Desde mi perspectiva, ese esfuerzo quedó a mitad de camino, inconcluso, en parte porque le faltó la participación de un país tan importante como México”, añadió.

“Estamos ante un nuevo camino de oportunidades para América Latina: la salida a los problemas que afrontamos hoy no debe ser solamente nacional porque ningún país puede salvarse solo”, explicó Kicillof y agregó: “Para ello debemos reflexionar sobre el papel del Estado con gobiernos que, como ha hecho López Obrador en México, vuelvan a revalorizar la producción, el trabajo y el bienestar de sus pueblos”.

Por último, el mandatario bonaerense subrayó: “Cualquiera que intente, como sucede hoy en la Argentina, una aventura de relacionamiento internacional unilateral va directo al fracaso”. “No necesitamos una nueva arquitectura hecha por los más poderosos ni medidas superficiales, sino un nuevo proceso consistente, claro, de integración energética, productiva, y por supuesto, de integración cultural y política para Latinoamérica”, concluyó.

Encuentro con funcionarios del Gabinete de la presidenta Sheinbaum

Durante la jornada, Kicillof y el ministro de Gobierno, Carlos Bianco, mantuvieron una reunión con el secretario de Trabajo y Previsión Social, Marath Baruch Bolaños, y la subsecretaria de Empleo y Productividad Laboral, Quiahuitl Chávez.

En el encuentro se analizaron los contrastes de las políticas laborales y sociales llevadas adelante en la actualidad en ambos países, y se profundizó sobre la necesidad de fortalecer la articulación entre México y la provincia de Buenos Aires con el objetivo de continuar ampliando los derechos de los y las trabajadoras.

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El secretario de Ambiente de Chubut, Juan José Rivera, confirmó que YPF devolverá el área Restinga Alí a la provincia. Sin embargo, la petrolera deberá cumplir con las normas ambientales y abandonar dos pozos con fugas. 

Ante la inminente devolución del área Restinga Alí por parte de YPF a Chubut, el gobierno provincial ha exigido el cierre inmediato de dos pozos con fugas para garantizar la protección ambiental. 

Este requerimiento se enmarca en la ley provincial de Hidrocarburos, que establece rigurosos estándares ambientales para este tipo de operaciones.

La reversión del área Restinga Alí a manos del Estado provincial avanza, pero está sujeta al cumplimiento de los estrictos requerimientos del marco regulatorio. 

YPF deberá abordar las cuestiones ambientales pendientes, como el cierre de pozos con fugas, antes de finalizar el proceso.

Restinga Alí abarca una franja costera de Comodoro Rivadavia y fue descubierto por petrolera estatal en 1932 manteniendo su producción hasta 1977.

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Trafigura, líder global en el mercado de comercialización de materias primas, gestionó la logística para la exportación de 70.000m3 de shale oil, proveniente principalmente de los desarrollos de Vista en el epicentro productivo de Vaca Muerta. 

Según confirmó la empresa mediante un comunicado, la operación se realizó este mes desde la Posta 3 en Puerto Galván, Bahía Blanca, con destino a los Estados Unidos. 

Esta nueva exportación no solo refuerza el compromiso de Trafigura con una logística eficiente y segura, sino que también demuestra cómo este servicio aumenta la capacidad exportadora de Bahía Blanca. 

Al ofrecer a los productores de Vaca Muerta un punto de exportación adicional hacía mercados internacionales, la compañía conecta los yacimientos petrolíferos con el puerto a través de una solución integral. 

Con esta operación, que se suma a las exportaciones de 30.000m3 en julio de 2023 y 46.000m3 en agosto de este año, Trafigura ha facilitado el envío de casi 150.000 m3 de petróleo crudo de los productores de Vaca Muerta. 

Más exportaciones a futuro y renovación de oleoducto

Trafigura asegura que prevé una nueva exportación por 95.000m3 en octubre, con expectativas de un incremento continuo de volúmenes en los próximos meses. 

La logística para esta operación incluyó más de 2.000 viajes de camiones entre distintos yacimientos de la provincia de Neuquén hasta el moderno descargadero de camiones de la Refinería de Bahía Blanca que conecta de manera directa con la Posta 3 de Puerto Galván. 

El trabajo se realizó en coordinación con el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca (CGPBB)), logrando cargar exitosamente el buque “Safeen Strength”, un Aframax, con casi 230 metros de eslora. 

En paralelo, Trafigura está desarrollando en conjunto con Oldelval el “Proyecto Derivación” para renovar el oleoducto desde el sistema troncal, tramo Allen-Puerto Rosales, hasta la Refinería Bahía Blanca, lo que permitirá a la Refinería potenciar su capacidad para recibir hasta 24.000 m3 de crudo cada día.

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En un desarrollo significativo para el sector energético de Brasil, las empresas Equinor, Repsol Sinopec y Petrobras confirmaron el inicio de las operaciones de explotación del campo de gas natural Raia en 2028. Este campo, localizado en la región pre-sal del océano Atlántico, a unos 200 kilómetros de la costa de Río de Janeiro, tiene el potencial de satisfacer hasta el 15% de la demanda nacional de gas natural.

Veronica Coelho, presidenta de Equinor Brasil, ha declarado que actualmente el proyecto se encuentra en un 20% de ejecución, con la perforación programada para comenzar en 2026. La producción diaria esperada es de hasta 16 millones de metros cúbicos de gas natural y 125,000 barriles de petróleo. Equinor lidera el consorcio con una participación del 35%, compartida equitativamente con Repsol Sinopec, que también posee el 35%, y Petrobras, que tiene el 30%.

Recientemente, Equinor otorgó un contrato de $498 millones a Valaris para realizar las actividades de perforación, lo que incluye la movilización y los servicios integrados necesarios. Esta iniciativa es parte de un plan más amplio que involucra perforar seis pozos en el campo. Además, la compañía ha asignado otros contratos por un valor aproximado de $109 millones a SLB, Baker Hughes y Halliburton para servicios relacionados con la perforación.

Impacto Local y Sostenibilidad

El proyecto Raia no solo promete ser un impulsor significativo de la producción de energía en Brasil, sino que también se anticipa que genere hasta 50,000 empleos directos e indirectos a lo largo de su vida útil. Coelho enfatizó la importancia del gas como un recurso vital en la transición energética, dado su potencial para complementar las energías renovables y reemplazar fuentes más contaminantes, como el carbón.

En resumen, el desarrollo del campo Raia representa una inversión estratégica y un avance en la producción energética brasileña, alineándose con las tendencias globales de transición hacia energías más limpias.

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ExxonMobil fue acusada de engañar al público sobre el reciclaje de plásticos. El Procurador General de California ha demandado a ExxonMobil, alegando que la compañía petrolera ha engañado al público durante décadas sobre la capacidad de reciclar plásticos. Según la demanda, ExxonMobil promovió activamente la idea de que el reciclaje resolvería la crisis de contaminación por plásticos, a pesar de saber que esto era falso.

ExxonMobil, como el mayor productor mundial de polímeros para plásticos de un solo uso, ha promovido durante décadas la idea de que casi todos los plásticos pueden reciclarse. Sin embargo, la realidad es que menos del 5% de los plásticos se recicla realmente.

La compañía presenta el “reciclaje avanzado” como una solución, pero esta tecnología, según la demanda, no transforma la mayoría de los plásticos en nuevos productos plásticos, sino en combustibles.

Esta campaña de desinformación, según la demanda, lleva a un aumento en el consumo de plásticos y a una mayor contaminación ambiental. Los plásticos casi no se reciclan y están en todas partes, contribuyendo a la contaminación del planeta.

Un engaño que lleva más de 5 décadas

La demanda busca obligar a ExxonMobil a poner fin a estas prácticas engañosas y a pagar por los daños causados. Aunque aún no se dieron a conocer el posible monto en dólares que podría alcanzar esta demanda, se especula que puede ser muy alto ya que acusación se remonta a principios de la década de 1970.  

Desde esos años, la petrolera estadounidense adaptó y promovió el símbolo de las flechas persiguiéndose para los plásticos. Este símbolo ahora está fuertemente asociado con el reciclaje y se hace creer a los consumidores que los artículos con el símbolo pueden y serán reciclados cuando se colocan en el flujo de reciclaje. 

También colocó un anuncio de estilo editorial de 12 páginas en una edición de julio de 1989 de la revista Time titulada “LA URGENTE NECESIDAD DE RECICLAR”. Este “publirreportaje” destacó el reciclaje como una solución inteligente para los desechos plásticos y los esfuerzos para promover el reciclaje y la tecnología de reciclaje.

Pero en realidad, solo se recicla alrededor del 5 por ciento de los desechos plásticos de Estados Unidos, y la tasa de reciclaje nunca ha superado el 9 por ciento.

La demanda contra ExxonMobil revela una estrategia de décadas para ocultar la verdad sobre la crisis de los plásticos y maximizar las ganancias. Esta acción legal sienta un precedente importante en la lucha contra la contaminación plástica y la desinformación corporativa.

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Un gran apagón de electricidad afecta en la mañana de este jueves a parte de la Ciudad de Buenos Aires y de la zona sur del Conurbano bonaerense. Usuarios de la distribuidora Edesur de distintos barrios reportaron a través de las redes sociales las fallas y los cortes de luz, que afectaron incluso a los servicios de las líneas A y B de subtes y el Premetro.

Según se informó, cayó casi un 24% la demanda de energía. Una de las hipótesis es que se trataría de un problema en Central Costanera, que Central Puerto le compró el año pasado a la italiana Enel (los dueños de Edesur).

Si bien en un principio trascendió que el apagón estaba relacionado a la explosión de un transformador eléctrico en Dock Sud, luego personal de Bomberos confirmó que el incendio ocurrió en una refineria ubicada en la citada localidad bonaerense, y el mismo no tiene relación con el corte de luz generalizado.

Hubo informes de cortes de luz en localidades como Quilmes y Avellaneda, pero también en Constitución y Caballito, lo que obligó al cierre preventivo de estaciones de subte. También la falta de luz afectó a semáforos, lo que generó en zonas caos de tránsito.

Al parecer, la falla no se extendió durante mucho tiempo, debido a que desde la compañía Emova, la empresa concesionaria de la red de Subtes, confirmó a las 7.30 que todas las líneas y el Premetro ya prestan su servicio completo entre cabeceras.

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Tras la apertura oficial de la London Metal Exchange Week 2024, la comitiva argentina que se encuentra en la capital inglesa participó de la presentación de la compañía Glencore, que se está presente en los 6 continentes y posee más de 50 oficinas en 30 países. 

Durante la presentación preparada por la empresa, Kalidas Madhavpeddi, presidente de la compañía, le solicitó “una reunión privada por fuera de la agenda oficial” al titular del Ejecutivo mendocino, para manifestarle “su gran interés de invertir en el proyecto Malargüe Distrito Minero Occidental en el corto plazo”, según difundieron fuentes cercanas al gobernador. 

“Pudimos conocer la visión de la compañía respecto a la exploración y producción de minerales, la transición energética, la sustentabilidad y el reciclaje, así como en los mercados en los que destinan sus inversiones”, afirmó Alfredo Cornejo a través de un comunicado publicado en su cuenta oficial de Twitter.

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Petrobras y YPF, dos de las principales petroleras de América Latina, firmaron un memorando de entendimiento con el objetivo de evaluar nuevas oportunidades de negocio en el área de exploración y producción (E&P) de hidrocarburos. 

Este acuerdo no vinculante, que tendrá una duración de tres años, busca fortalecer la cooperación tecnológica entre ambas empresas y aprovechar sus respectivas fortalezas en la explotación de recursos no convencionales.

Petrobras publicó en su página oficial un comunicado donde expresa:

“Petrobras firmó este jueves, 25/09, un memorando de entendimiento (MoU, por sus siglas en inglés) con YPF de Argentina, para analizar el desarrollo conjunto de negocios en el segmento de Exploración y Producción (E&P). El MoU es un acuerdo no vinculante y tiene una duración de tres años, prorrogables por otros tres. El documento también prevé una cooperación tecnológica entre las empresas en el segmento de Exploración y Producción.

Por parte de Petrobras, el MoU fue firmado por el gerente ejecutivo de Exploración, Jonilton Pessoa, y por la vicepresidenta de Exploración de YPF, María Fernanda Raggio. YPF es operadora del campo Río Neuquén, en Argentina, del cual Petrobras es socia. Este campo está ubicado en la Cuenca Neuquina, una de las principales cuencas sedimentarias de Argentina, conocida por sus recursos de petróleo y gas no convencionales, como el gas de esquisto y el petróleo de esquisto.

“Siempre buscamos colaborar con empresas que tengan competencias complementarias a las nuestras y que puedan ayudar a diversificar nuestro portafolio, como YPF, una referencia en América Latina en la explotación de reservorios no convencionales de petróleo y gas”, declaró Jonilton.”

Se refuerza la relación entre ambas petroleras

La petrolera brasileña, decidió el año pasado cancelar la venta de su filial en Argentina, Operaciones S.A. (POSA), que posee y opera el bloque Río Neuquén en la formación Vaca Muerta. Este bloque es el único campo que Petrobras conservó en la cuenca Neuquina tras la desinversión de la década pasada.

Este movimiento refuerza la relevancia de Vaca Muerta como un polo estratégico para la explotación de shale oil y gas en América Latina, y se espera que el acuerdo impulse inversiones y tecnologías avanzadas en la cuenca, mejorando la eficiencia y la sostenibilidad de las operaciones. La colaboración entre las dos empresas tiene el potencial de dinamizar la producción de hidrocarburos en una región que ya es vista como crucial para la seguridad energética de Argentina y sus socios comerciales.

La iniciativa busca aprovechar las fortalezas complementarias: Petrobras en aguas profundas y YPF en reservorios no convencionales, como el shale gas y shale oil, consolidando a Vaca Muerta como un polo estratégico energético.

Este acuerdo no solo representa una oportunidad para ambas empresas de expandir sus operaciones y mejorar sus tecnologías, sino que también promete un impacto positivo en la economía local y en la seguridad energética de la región.

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Total Austral S.A. (Sucursal Argentina), operador del consorcio CMA-1 junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. y Pan American Energy anuncian la puesta en producción del primero de los tres pozos de Fénix. 

Fénix es la sexta plataforma del consorcio en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego y a partir de hoy aportará una mayor disponibilidad de gas natural para el país. 

El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción argentina. 

“La realización del proyecto Fénix representa un nuevo hito en la historia del consorcio CMA-1 y fue logrado gracias al apoyo y trabajo junto a las autoridades provinciales y nacionales”, sostuvo Catherine Remy Directora General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina. 

Además, añadió “Estamos muy orgullosos de haber logrado, en tiempo record y con excelente desempeño en materia de seguridad, poner en producción este proyecto tan desafiante, que forma parte del desarrollo energético de la Argentina”. 

Las actividades en el Mar Austral Argentino se iniciaron en septiembre 2023, representando un gran desafío logístico y operacional. El proyecto desarrollado en tres etapas incluyó, la instalación de 36 kilómetros de gasoducto submarino para conectar la plataforma Fénix con la plataforma Vega Pléyade, también operada por Total Austral, y así poder evacuar el gas producido. 

A esto se suma la construcción e instalación de la plataforma de producción Fénix. Y por último la perforación de tres pozos horizontales, de los cuales el primero comienza actualmente su puesta en producción. 

El fluido será enviado, a través de gasoductos marinos, y tratado en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, ambas pertenecientes al consorcio. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país. 

Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono, estimado en menos de 10 kilogramos de CO2 equivalente por barril de petróleo equivalente. 

El proyecto integra la concesión Cuenca Marina Austral CMA-1 operada por Total Austral, con una participación del 37,5%, junto a sus socios Winthershall Dea Argentina S.A. (37,5%) y Pan American Energy (25%). De este modo Total Austral se convierte en el principal operador privado de gas natural de la Argentina con una producción operada de algo más del 30% del mercado.

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El Gobierno formalizó el plan de contingencia para evitar cortes de luz masivos durante el verano. El programa se extenderá para los “días críticos” del período 2024/26 e incluye una serie de medidas para la generación, el transporte y la distribución del sistema eléctrico.

Con el objetivo de “reducir al mínimo el impacto en la economía y la vida cotidiana” ante “eventuales interrupciones en el suministro eléctrico” producidas por “picos de demanda”, la Secretaría de Energía estableció medidas de contingencia en “especial acento en el verano 2024/2025”. Lo hizo a través de la resolución 294, publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

Días después de salir a aclarar que no habrá cortes programados en los meses de más calor, la Secretaría estableció un “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” al entender “oportuno y conveniente adoptar acciones de carácter preventivo, con suficiente antelación, acorde a las bases establecidas en la Ley N° 24.065, para asegurar la regularidad, efectividad y continuidad en la prestación del servicio público de electricidad”.

En ese orden, dispuso “realizar todas las acciones que permitan obtener la importación de energía y potencia de los países limítrofes en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), y crucialmente en horas pico”.

También resolvió “incorporar un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia disponible (remuneración fija) y generación (remuneración variable) que promueva la disponibilidad de las centrales de generación térmica en meses y horas críticas, con vigencia desde diciembre de 2024 a marzo de 2026, la que podrá ser prorrogada por la Subsecretaría de Energía Eléctrica de esta Secretaría, por DOCE (12) meses adicionales”.

Para ello, “habilitará a los Agentes Generadores titulares de Centrales de Generación Térmica a adherir a un Compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Confiabilidad para los meses de verano e invierno”.

En paralelo, según la normativa, “CAMMESA deberá implementar un procedimiento de despacho de carácter excepcional que permita realizar un uso estratégico de las unidades de generación de energía eléctrica tendiente a reducir los riesgos de restricciones de abastecimiento en los períodos de mayor consumo”.

Transporte y distribución

Por su parte, el Gobierno también fijó medidas para el sector del Transporte. Entre ellas se encuentra “propiciar mecanismos regulatorios” con el fin de “fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica”.

En cuanto al sector de la Distribución, el Gobierno estableció que “las empresas distribuidoras de jurisdicción federal” deberán presentar “dentro de un plazo máximo de 15 días desde la publicación de la presente medida, un Programa de Atención de Contingencias ante situaciones de indisponibilidades en sus áreas de concesión”.

En simultáneo, “CAMMESA deberá solicitar a los Agentes Distribuidores bajo jurisdicción federal su voluntad de declarar las Unidades Generadoras Móviles (UGEM) de terceros que tengan instaladas en su red para ser utilizadas en el periodo de verano”.

A través de esta Resolución, la Secretaría “invitó a los Entes reguladores de las jurisdicciones provinciales a establecer un procedimiento de gestión de la demanda para los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del MEM que permita adecuar las condiciones de abastecimiento en días y horas de alta exigencia en el sistema”.

Usuarios de alta demanda

Dentro de la Resolución se incluye las acciones para una gestión de demanda en el marco de emergencia del Sector Energético Nacional. Para ello, se implementará un mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), voluntario, programado y remunerado que permita contar con oferta de reducción de carga a precio.

Este mecanismo de oferta de reducción de cargas, programado y remunerado para la gestión de la demanda, dirigido a los GUMAS del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) cuyos Requerimientos Máximos declarados sean mayores a DIEZ MEGAVATIOS (10 MW).

A su vez, se creó un Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia, que realizará un monitoreo continuo y con evaluaciones periódicas y estará conformado por un integrante de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el ENRE, CAMMESA, los agentes Generadores, Transportistas, Grandes Usuarios y Distribuidores bajo jurisdicción federal.

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El precio del petróleo se disparó este martes más de 5% luego de que una lluvia de misiles iraníes poblara el cielo de Israel, en el marco de una escalada de virulencia en Medio Oriente.

El mercado de crudo Brent comenzó a subir ya con la advertencia de los Estados Unidos que Irán preparaba un inminente ataque contra Israel, que finalmente ocurrió con el disparo de más de 100 misiles.

Este ataque sería en respuesta al asesinato del líder de Hezbolá, Hassan Nasrallah, ocurrido el pasado viernes, así como a la reciente invasión del sur del Líbano.

Un alto funcionario de Estados Unidos advirtió que Irán está preparando un ataque con misiles balísticos contra Israel, que recientemente ha entrado en territorio libanés. Según la misma fuente, Estados Unidos está brindando apoyo activo a la defensa de Israel.

Durante la jornada, los futuros del petróleo Brent y del West Texas Intermediate, que habían retrocedido cerca del 1% en las primeras horas del día, lograron recuperarse. 

Los precios habían estado presionados a la baja debido a las preocupaciones sobre el débil crecimiento económico global y el exceso de oferta de crudo en el mercado.

A pesar de este escenario, las tensiones geopolíticas empujaron al Brent a cotizar por encima de los 75 dólares el barril, rondando el 5% de subida, mientras que el West Texas Intermediate subía más de un 5%, hasta superar los 71 dólares.

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YPF Luz anunció que en octubre comenzará la construcción de la primera etapa del parque solar El Quemado, ubicado en Las Heras, Mendoza.

La noticia se realizó durante una reunión con el Gobernador Alfredo Cornejo, quien estuvo acompañado por el intendente de Las Heras, Francisco Lo Presti; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el representante de la Provincia en YPF, César Biffi, y el presidente de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), Pablo Magistocchi.

Por parte de YPF Luz asistieron el director ejecutivo Martín Mandarano, la gerente de Relaciones Institucionales, Mariana Iribarne, y el gerente de Asuntos Públicos de YPF, Adolfo Sánchez.

“El proyecto El Quemado es parte de esos 700 MW de potencia con los que Mendoza va a crecer en generación de energías renovables en los próximos dos años, con inversión privada a partir de la planificación y los proyectos desarrollados por Emesa y el Gobierno de Mendoza”, aseguró Cornejo.

Y sostuvo:”Es la muestra más cabal de que Mendoza tiene una planificación energética ordenada hacia la transición, con aprovechamiento de los recursos actuales, crecimiento en infraestructura, promoción de la minería e inyección de energías renovables”.

La primera etapa del parque solar El Quemado tendrá capacidad instalada de 200 MW y contará con una nueva subestación eléctrica de 220 KV en la línea Cruz de Piedra-San Juan. Martín Mandarano comentó que YPF Luz está desarrollando la segunda etapa del proyecto, con la que el parque podría alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW.

El proyecto El Quemado fue desarrollado originalmente por Emesa en cuatro etapas de 100 MW cada una. Emesa viene trabajando de forma constante en el desarrollo de proyectos de energía, atrayendo inversiones privadas a la provincia de Mendoza.

En 2023, YPF Luz adquirió el proyecto de referencia y estima una inversión de U$S 230 millones de dólares para la primera etapa, pudiendo ser escalado con el tiempo. Está planificado que entre en operación en el primer semestre de 2026.

YPF Luz adquirió el proyecto en junio de 2023. Actualmente, el proyecto está dimensionado en dos etapas, con una capacidad instalada total de 305 MW y con una inversión estimada de 230 millones de dólares, lo que le permitiría al proyecto ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La construcción de la primera etapa de El Quemado, que se iniciará en octubre, tendrá una duración de 18 meses y se espera que comience a generar energía eléctrica renovable a mediados de 2026. Empleará a más de 350 personas en el pico de obra.

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Las exportaciones de crudo argentino continúan su escalada, impulsadas principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta. Durante los primeros siete meses de 2024, los envíos de petróleo al exterior experimentaron un crecimiento del 64%, superando en un 53% el promedio del año anterior. 

Este notable aumento se debe en gran medida al incremento de la producción en la Cuenca Neuquina, que alberga uno de los yacimientos de shale más importantes del mundo. El otro exportador, aunque en menor medida, fue la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicada en la porción central de la Patagonia, ocupando parte de las provincias de Santa Cruz y Chubut.

Un dato destacable es que Chile se consolida como el principal destino de las exportaciones de petróleo argentino, superando a Estados Unidos. Este cambio en la dinámica comercial refleja la creciente integración energética entre ambos países y las ventajas logísticas de esta ruta.

El podio de los compradores de petróleo argentino

La reactivación del Oleoducto Trasandino (OTASA) que conecta la cuenca neuquina con la refinería de ENAP en Bíobío, fue fundamental para el aumento de las exportaciones al país vecino. 

Según datos difundidos por la Secretaría de Energía de la Nación, a lo largo de 2024, las exportaciones a Chile generaron 1.244 millones de dólares, representando cerca del 35% de los ingresos totales por ventas de crudo.

En segundo lugar, Estados Unidos registró compras por 1.233 millones de dólares, seguido por Brasil, que adquirió petróleo argentino por 441 millones de dólares.

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Trafigura, una de las principales empresas de comercio de materias primas a nivel mundial, anunció que Richard Holtum asumirá el cargo de Director General a partir del 1 de enero de 2025. 

Hasta fin de año, Holtum lidera el área de gas, energía y renovables dentro de la compañía. Sus resultados en esas áreas le abrieron las puertas a este ascenso. Además, a partir de octubre, también ocupará un lugar en el consejo de administración de la empresa.

Según replicó Canal 7 de Neuquén, el nombramiento de Holtum marca una transición planificada desde hace varios años bajo la dirección del actual CEO, Jeremy Weir, quien asumirá el rol de presidente del grupo. 

Este cambio se produce en un contexto de desafíos para Trafigura, ya que la empresa no atraviesa su mejor momento debido a un periodo de volatilidad en los mercados energéticos producto de la larga guerra en Ucrania.

Richard Holtum, director global de gas, energía y energías renovables, participó en un interesante debate sobre el mercado de GNL en la conferencia Gastech 2024 en Houston a principios de esta semana. Y compartió una perspectiva optimista para el mercado y, al mismo tiempo, enfatizó la importancia de abordar el escape de metano dentro de la industria. 

“Básicamente, somos optimistas sobre el gas y el GNL para el resto de la década, y por buenas razones. A medida que la energía renovable continúa expandiéndose, también crece la necesidad de generación de energía a gas. La generación flexible es crucial para proporcionar energía cuando el sol no brilla y el viento no sopla.  Sin embargo, hay un problema importante que, como industria, debemos abordar: el escape de metano. El metano puede escaparse durante todo el proceso, desde la extracción hasta el envío y la regasificación”, manifestó en esa oportunidad.

Ahora Holtum será responsable de guiar a la empresa en un momento crucial, en el que se espera una estabilización de los beneficios y un mayor enfoque en las energías renovables y sostenibles.

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El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Hidrocarburos, lanzó un nuevo llamado a licitación para la exploración del área hidrocarburífera “Cinco Saltos Norte”. El objetivo es continuar avanzando en la explotación de recursos no convencionales en la provincia, específicamente en la formación Vaca Muerta.

Mariela Moya, secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, explicó que el proyecto marca un hito en la exploración del lado rionegrino de Vaca Muerta. “Lo que buscamos con esta nueva licitación es expandir el horizonte hacia el este y ver cuál es el límite de la formación en la provincia de Río Negro. Creemos que tenemos grandes posibilidades de encontrar petróleo”, sostuvo Moya.

Este llamado a licitación, se tramita a través del Concurso Público Nacional e Internacional Nº 02/2024, que establece una inversión mínima de 5.600.000 dólares para los próximos tres años para la perforación de un pozo exploratorio con rama horizontal. Este proceso es clave para determinar el potencial de Vaca Muerta en Río Negro y, de confirmarse, podría generar importantes beneficios económicos y laborales en la región.

“La formación Vaca Muerta ha sido explorada del lado de Neuquén, y lo que queremos es aplicar toda la tecnología y el conocimiento adquirido en los últimos años para avanzar en el territorio rionegrino”, agregó Moya.

El área de “Cinco Saltos Norte” ya cuenta con dos pozos exploratorios realizados en años anteriores, pero que en su momento se centraron en objetivos convencionales. Ahora, el enfoque estará puesto en los no convencionales, abriendo nuevas oportunidades para el desarrollo energético en la provincia.

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El Gobernador Alfredo Cornejo recibió a directivos y al equipo técnico de Kobrea Exploration Corp. para hablar de la adquisición de las propiedades en Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), con una inversión que promete alcanzar 20 millones de dólares en las dos primeras temporadas de trabajo, una vez que se obtengan los permisos ambientales y conforme a los avances de los proyectos.

Además, la compañía instalará en el corto plaza una oficina en el departamento del Sur para tener contacto directo con la comunidad malargüIina, con contratación de personal del departamento para su funcionamiento.

Este paso fundamental para el desarrollo minero en la provincia se gestó cuando el Gobernador; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y el director Jerónimo Shantal viajaron en marzo de este año a Toronto, Canadá, para participar en la feria minera Prospectors and Developers Association of Canada (PDAC).

Durante el encuentro en el 4° piso de la Casa de Gobierno, el mandatario recordó que en Toronto se comprometió ante los empresarios a realizar varias acciones para preparar a la provincia a fin de recibir potenciales inversores. Cornejo comentó que el Código de Procedimiento Minero ya fue modificado, tal como les aseguró que haría en el país del Norte, como también la presentación del proyecto Malargüe Distrito Minero Occidental y el avance en la evaluación de las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) de la primera etapa del proyecto, necesarias para avanzar en nuestro territorio con esta actividad. Durante la reunión, integrantes de la empresa aseguraron que el discurso de Cornejo en Canadá fue el puntapié necesario para elegir a Mendoza sobre otras provincias del país para traer sus inversiones.

Además, participaron en la reunión la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el director de Minería, Jerónimo Shantal, y el CEO de Impulsa Mendoza, Emilio Guiñazú.

“Aspiramos que para fin de año estén aprobadas las Declaraciones de Impacto Ambiental de los primeros 34 proyectos del MDMO, que contempla tres de los proyectos sobre los que Kobrea tiene derechos, lo que le da seguridad jurídica a la empresa para invertir en nuestra provincia. El objetivo es tener la DIA lista para fin de año, para que pueden comenzar con la primera temporada de trabajos en este mismo verano. Además, comenzaremos a trabajar en el próximo paquete de proyectos para que los evalúe la Autoridad Ambiental Minera, y aquellos que resulten aprobados se enviarán a la Legislatura el año que viene, incluyendo los otros cuatro proyectos que tiene la empresa en el polígono”, sostuvo Cornejo.

En este caso particular, Kobrea cuenta con 14 propiedades mineras incluidas en 7 proyectos dentro del MDMO que se encuentran en la Franja de Pórfidos del Neógeno, que atraviesa la frontera entre el centro de la Argentina y Chile. “Las propiedades incluyen sistemas de pórfidos de cobre y molibdeno poco explorados dentro de una franja de pórfidos de clase mundial, donde en 2024 se otorgaron permisos de perforación por primera vez a varios proyectos vecinos”, comentó James Hedalen, CEO de la empresa.

Las 14 propiedades minerales cubren 73.334 hectáreas que componen los 7 proyectos de cobre de Malargüe Occidental: Sofi, El Perdido, Mantos de Cobre, Cuprum, Elena, Verónica y El Destino. Dichos proyectos son considerados altamente atractivos para los geólogos, por su apariencia de ser considerados posibles depósitos de pórfidos de cobre, y por su cercanía con las minas de cobre más importantes del lado chileno.

Por su parte, Latorre destacó la licencia social que hay en Malargüe para el desarrollo del sector: “Lo que nos fortalece es la licencia social. Es otro el diálogo con los ciudadanos de la zona cuando una empresa desembarca en el lugar. Estamos en reuniones con geólogos, ingenieros y demás para tener todo listo”.

La primera inversión en Sudamérica

Kobrea Exploration Corp. es una empresa canadiense de exploración y desarrollo mineral enfocada en la adquisición y exploración de proyectos de metales básicos principalmente en América del Norte 

Kobrea ha decidido realizar su primera inversión en Sudamérica en la provincia de Mendoza, para lo cual ha constituido en nuestro país su subsidiaria Kobrea Exploraciones Argentina SA.

Según comunicó la compañía, “Mendoza es una de las economías más prósperas de Argentina, con un corredor bioceánico que conecta el Atlántico con el océano Pacífico. El Gobierno de Mendoza ha trabajado en los últimos años para promover la exploración mineral y la minería en la provincia. A través de Impulsa Mendoza Sostenible SA, un vehículo adoptado por la provincia, están buscando desarrollar un sector minero moderno y sostenible. El objetivo de Impulsa Mendoza es fomentar y atraer inversión privada al sector minero, siempre buscando proyectos”.

Como pionero en este nuevo distrito minero, Kobrea ha asegurado algunos de los terrenos más prospectivos para depósitos de pórfido de cobre, en un momento en el que este mineral resulta crítico y necesario para la transición energética, las condiciones socioeconómicas están mejorando y la exploración y el desarrollo de minerales están a favor.

La empresa también posee una participación del 100% en el proyecto Upland Copper en Columbia Británica, Canadá. El proyecto, de 5.300 hectáreas, accesible por ruta, está ubicado a 20 kilómetros al noreste de la ciudad de Barriere y a 20 kilómetros al sur del proyecto Yellowhead de Taseko Mines Limited en el Centro-Sur de Columbia Británica. Upland Copper alberga un depósito de sulfuro masivo volcanogénico polimetálico removilizado, predominantemente de cobre, que está abierto a la expansión.

Reconociendo el papel fundamental del cobre en los esfuerzos de descarbonización, Kobrea se dedica a liberar el verdadero valor de este producto garantizando un suministro interno en jurisdicciones mineras superiores. La demanda de productos de cobre está aumentando, impulsada por las crecientes aplicaciones en las industrias de energía solar, eólica, generación de energía, transición de baterías de vehículos eléctricos a vehículos eléctricos y bioenergía.

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Durante el primer semestre de 2024, las exportaciones de oro y plata registraron un incremento de 7,5% respecto al mismo mes del año anterior, según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censo (INDEC).  

El informe difundido por la Secretaría de Minería de la Nación detalla que ,de forma desagregada, el 83,4% de las mismas corresponden a oro y el 16,6% a plata.

Según el informe difundido por el INDEC, en total, en los primeros seis meses de este año, las exportaciones ambos minerales acumularon un total de 1.531 millones de dólares.

Los dos clásicos de la minería argentina son secundados por uno que está en boga. Es que el podio de las exportaciones de minerales lo completa el litio. Al “oro blanco” le está constando cumplir todo lo que promete pero de a poco se va ganando un lugar.

De hecho, estos tres grupos de productos representaron el 91% de las exportaciones de minerales realizadas durante el mes de julio.

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El Gobierno aprobó este martes los nuevos cuadros tarifarios de luz y gas que regirán desde octubre, haciendo efectivo el traslado a las facturas de la actualización de los precios estacionales de la energía dispuesto previamente por la Secretaría de Energía.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) convalidó la actualización del esquema tarifario de la luz que aplicarán desde este mes las distribuidoras Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), mediante las Resoluciones 697 y 698/2024 publicadas en el Boletín Oficial.

En las normas reglamentarias se especificó que “la tarifa a usuario final deberá ser incrementada en un 2,7%, debiéndose entonces reflejar de ese modo las actualizaciones de los precios PEST y las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica en su incidencia correspondiente para alcanzar tal resultado”.

Como se explica, queda efectivizado el traslado a las facturas del ajuste en el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), que la Secretaría de Energía fijó a partir de octubre entre $63.187 y $66.885 por kWh para los usuarios de ingresos altos y comercios e industrias.

De esta manera, el texto oficial precisó que “en octubre 2024 la factura promedio antes de impuestos de los usuarios R-Nivel 1 altos ingresos, R-Nivel 2 ingresos bajos y R-Nivel 3 ingresos medios aumentan en promedio con respecto al cuadro vigente a septiembre 2024 un 2,7%”.

Con ese ajuste, la tarifa media de la distribuidora Edenor se ubica en el orden de los $106,337 por kWh, mientras que la tarifa media de Edesur pasa a ubicarse en el orden de los $101,820 por kWh.

Asimismo, se aclaró que este mes los usuarios de ingresos medios de los segmentos R1 y R2 que consumen hasta 400 kWh/mes abonarían en promedio un 43% menos que los usuarios de ingresos altos de los mismos segmentos, mientras que los de ingresos bajos abonarían un 55% menos que los consumidores N1 en los mencionados segmentos.

En este aspecto, el ENRE puntualizó que en el nivel de ingresos bajos de los segmentos R1 y R2 se ubican 815.000 usuarios, lo que representan el 35% de los usuarios de Edesur, mientras que en Edenor hay 900.000 usuarios en dicha categoría, lo que equivale al 34% del total de la compañía.

El organismo también comunicó los nuevos cargos de transporte establecidos en el Contrato de Concesión para cada tipo de equipamiento y tensiones que regirán desde octubre junto con el Promedio de las Sanciones Mensuales Históricas que se aplicarán a las transportistas Transcomahue, Transnea, Transnoa, Transba, Transpa, Epen, Distrocuyo y Transener.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), por su parte, dio el visto bueno a los nuevos cuadros tarifarios de transición que aplicarán desde octubre las empresas Metrogas, Transportadora de Gas del Sur, Transportadora de Gas del Norte, Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Distribuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro, Naturgy Ban, Naturgy Noa, Litoral Gas, Gas Nea y Redengas.

Al igual que en el caso de la electricidad, en el aumento del gas incide la actualización de los precios estacionales que determinó que “las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 2,7%; y el precio PIST deberá ser reducido en un 10,37%”.

De esta manera, se consuma el traslado a las facturas del costo promedio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de transporte que pasó de estar en US$3,46 por millón de BTU a ubicarse entre 2,979 USD/MMBTU y 3,148 USD/MMBTU, según distribuidora. En tanto el promedio país quedó en US$3,09 por millón de BTU.

El traslado de la reducción en los valores de producción de gas se realizará para los usuarios residenciales N1 (ingresos altos) y los sectores productivos (comercios y pequeñas industrias), mientras que para los usuarios N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos) se siguen manteniendo las bonificaciones del 55% y 64% sobre el consumo subsidiado, respectivamente.

Desde Energía sostuvieron que “con la reducción esperada del consumo más la baja del PIST, las facturas residenciales podrían ser en promedio 22% menores que el mes anterior”.

El ente regulador estableció que los nuevos valores de las tarifas deberán ser publicados por las empresas licenciatarias “en un diario de gran circulación de su área licenciada, día por medio durante por lo menos 3 días dentro de los 10 días hábiles” de la autorización.

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Southern Energy, propiedad de Pan American Energy y Golar LNG, informó que el buque de licuefacción que producirá gas natural licuado (GNL) destinado a los mercados de exportación a partir de 2027 será instalado en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. 

PAE y Golar LNG trabajaron en conjunto para analizar técnicamente la mejor ubicación del buque teniendo en cuenta las condiciones marítimas, logísticas y los costos de desarrollo de infraestructura. Como resultado del análisis técnico, el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro fue reconocido como la mejor locación disponible para el buque “Hilli Episeyo”.

La ubicación se definió en función a las propias características de operación del buque, los estudios de batimetría (medición de las profundidades marinas para determinar la topografía del fondo del mar) y las condiciones oceanográficas (mareas, olas, vientos y corrientes) del sitio.

Es importante destacar que las condiciones del Golfo San Matías son similares a las que existen en las cercanías de Kribi, Camerún, donde el “Hilli Episeyo” ya produjo más de 8 millones de toneladas de GNL y cargó más de 120 buques metaneros.

La disponibilidad operativa en el Golfo San Matías es muy elevada y fue determinante para la elección del sitio: su profundidad de fondeo de aproximadamente 35 metros permite una operación segura y sin restricciones de calado. 

Los estudios de oleaje y de vientos también fueron considerados para la elección. El buque, los equipos y los sistemas instalados a bordo, están diseñados para garantizar su operatividad con olas de hasta 4 metros. En el Golfo San Matías se espera que en el 99% del tiempo las olas no superen los 2.5 metros, por lo que se garantiza una operación segura. 

En julio pasado PAE y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación en Argentina del buque “Hilli Episeyo”, propiedad de Golar LNG. El barco tiene una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos día de gas natural. 

Inicialmente el buque se abastecerá de gas natural utilizando la capacidad existente del sistema de transporte en los meses del año con menor demanda local. En esta etapa se requerirá la construcción de infraestructura: la interconexión a los gasoductos troncales; una estación compresora para asegurar una presión óptima de gas en el buque; un gasoducto terrestre hasta la costa; un gasoducto submarino que se conecte con el barco; y el sistema de amarre.

Posteriormente, el objetivo es que el buque de licuefacción pueda operar todo el año para lo cual se prevé la construcción de instalaciones de transporte, siendo el Golfo San Matías el sitio más cercano desde Vaca Muerta.

PAE y Golar LNG, a través de Southern Energy, se encuentran en negociaciones con compañías del sector para que puedan sumarse al joint venture.

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El gobernador de la provincia del Neuquén se reunió en la sede de la petrolera brasileña Petrobras, con Mauricio Tolmasquim, director de Transición Energética y Sustentabilidad de la compañía. 

El viaje de Figueroa a Brasil para participar del evento Oil & Gas Río de Janeiro 2024 tiene el reencuentro con Petrobras entre sus objetivos. Si bien el mandatario provincial no dio detalles sobre si se habló o no de la vuelta de la petrolera estatal a Vaca Muerta, toda señal de acercamiento se lee como algo positivo. 

De hecho, integrantes de la nutrida comitiva empresaria que también viajó a Río aseguran que “Rolo” se muestra muy optimista con respecto a la vuelta de Petrobras a su provincia. 

Lo que sí trascendió fue que el gas fue uno de los grandes protagonistas del cónclave. “La reversión del gasoducto Norte es una oportunidad para la cuenca neuquina, para llevar el gas de Vaca Muerta a gran parte del Cono Sur Y lograr una integración regional a través de la energía que nos permita crecer a todos”, sostuvo el gobernador luego de la reunión. “El gas de vaca muerta puede dar energía a Brasil”, enfatizó.

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Tras finalizarse de manera exitosa el Gas-In, ya se encuentra habilitado un tramo de 29 kilómetros del Loop Tío Pujio-Ferreyra, en la provincia de Córdoba. Estas obras forman parte del proyecto de Gasoducto de Reversión Norte. Así lo confirmó la empresa estatal de energía, ENARSA.

El nuevo trazado corre en paralelo del Gasoducto Transportadora de Gas del Norte y permitirá, una vez concretadas las distintas etapas y conexiones, iniciar el transporte de gas desde Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Catamarca, La Rioja y Tucumán.

Durante la etapa de construcción, los equipos técnicos realizaron 30 cruces importantes, incluyendo vías ferroviarias y la Ruta Provincial 10. Actualmente, los equipos avanzan en los 33 kilómetros restantes para completar el loop que tiene un trazado total de 62 kilómetros entre las localidades de Tío Pujio y Ferreyra.

En tanto, se encuentra próximo a ingresar en operaciones el Gasoducto de Integración Federal de 36 pulgadas que une La Carlota con Tío Pujio. A lo largo de dicha extensión ya se finalizaron todos los cruces especiales.

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El Secretario General del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, lanzó duras advertencias sobre un posible conflicto en la industria petrolera, en una entrevista para el programa *Desafío Energético*. 

Frente a una asamblea clave el próximo martes 1 de octubre en Añelo, Rucci dejó claro que la paciencia de los trabajadores se está agotando: “Si no hay puertas para abrir, el único camino que queda es el conflicto”, aseguró, apuntando directamente a las empresas que, según él, no han dado respuestas a los reclamos salariales y laborales.

Descontento por la falta de avances salariales

El principal punto de conflicto es la falta de mejoras salariales, pese al crecimiento de la industria. Rucci fue categórico: “No ha mejorado nada. La única área donde avanzamos fue en seguridad, y eso porque tuvimos que ponernos firmes tras una seguidilla de accidentes fatales. Ahora, al menos, el trabajador vuelve a su casa. Antes, volvían mutilados o directamente no volvían”. Esta declaración refleja el profundo malestar que existe en el sector, donde los trabajadores sienten que sus sacrificios no han sido reconocidos.

“El esfuerzo de los trabajadores es inmenso, pero las empresas no están dispuestas a devolver ese esfuerzo. Nos hemos pasado años sosteniendo a esta industria, incluso cuando los salarios eran miserables”, afirmó Rucci, refiriéndose a la crisis durante la pandemia y el impacto en los sueldos. “Hemos llegado a cobrar solo el 50% de los salarios, y ahora que la industria tiene beneficios, no se reconoce a los trabajadores. Es inaceptable”.

“No necesitan trabajadores, necesitan esclavos”

La frustración del sindicalista también se enfocó en la incongruencia entre los éxitos de la industria y el tratamiento a los empleados. Mientras el gobierno celebra nuevos récords de exportación y grandes acuerdos internacionales, los trabajadores siguen sin recibir ningún tipo de compensación. “Mientras el país celebra sus récords de exportación de petróleo y gas, los trabajadores seguimos sin ver un peso de todo eso. Parece que no necesitan trabajadores, sino esclavos”, denunció Rucci con dureza.

El líder sindical enfatizó que los trabajadores están cada vez más al margen de las decisiones importantes de la industria. “Nos tienen a un costado. Cualquier negocio o acuerdo se hace sin contar con los trabajadores. Es como si no fuéramos parte de todo este crecimiento. Hasta que no se empiece a trabajar con respeto hacia nosotros, la industria no va a despegar como corresponde”.

Críticas al gobierno nacional y las empresas

Rucci no escatimó críticas al gobierno nacional, que según él, ha fallado en mejorar la calidad de vida de los trabajadores. “Hasta ahora, no ha habido ningún cambio significativo que beneficie a los trabajadores de la industria. Todo lo que hemos logrado ha sido a fuerza de lucha, mientras que desde Buenos Aires no entienden lo que implica nuestro trabajo”, aseguró, dejando en evidencia el distanciamiento entre los dirigentes nacionales y la realidad de los trabajadores petroleros.

La relación con las empresas también es tensa. Según Rucci, las negociaciones paritarias de la semana pasada fueron un fracaso total: “Nos llamaron a paritarias, pero ni siquiera escucharon lo que planteamos. No tiene sentido viajar cientos de kilómetros para que ya sepas que te van a decir que no a todo”. Ante este escenario, la convocatoria a una nueva reunión no genera expectativas positivas. “Si no hay cambios, el conflicto es inevitable. Ya no nos quedan alternativas”.

El reclamo por el impuesto a las ganancias

Otro punto crítico es el impacto del impuesto a las ganancias sobre los salarios. Aunque se logró una victoria parcial al eximir las horas de viaje y las zonas, el resto de los ingresos sigue tributando. “Es una vergüenza que trabajadores esenciales, que están todo el día en condiciones extremas, sigan perdiendo tanto por este impuesto. Hace poco, muchos cobraban salarios por debajo de la línea de pobreza. ¿Cómo es posible que eso ocurra en una industria que genera millones?”, se preguntó Rucci.

El sindicalista también cuestionó las afirmaciones sobre los altos salarios en el sector. “Existe el mito de que los petroleros ganan fortunas, pero la realidad es que, si no haces horas extras o no tenés horas de viaje, te pagan miserias. En muchos casos, un trabajador de supermercado ganaba lo mismo o más que uno en la industria petrolera”.

El escenario de conflictividad

Con una asamblea clave el próximo martes, la posibilidad de un conflicto es cada vez más tangible. “Nos vamos a plantar en la asamblea. Si las empresas no reaccionan, si no entienden que lo que pedimos es justo y totalmente justificado, las medidas de fuerza están sobre la mesa”, advirtió Rucci.

El panorama es sombrío para una industria que ha celebrado récords de producción y acuerdos internacionales, pero que parece no estar dispuesta a compartir esos logros con quienes hacen posible ese crecimiento: los trabajadores. “Nunca voy a una paritaria sin argumentos sólidos. Pero si no hay respuestas, el conflicto será inevitable”, sentenció Rucci, dejando claro que la paciencia de los trabajadores ha llegado a su límite.

(Artículo realizado por el Servicios de Noticias de Canal 7 de Neuquén)

El futuro de la industria petrolera en la región depende ahora de las conversaciones de los próximos días. Sin avances significativos, el sindicato ya ha advertido que tomará medidas drásticas. “Ya no podemos esperar más”, concluyó Rucci.

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El Gobierno nacional oficializó a partir de octubre y hasta el 31 de diciembre una rebaja del 10% en el precio del gas por la temporada estival, mientras habilitó una suba de casi 3% en el costo de transporte y distribución. Además, informó los nuevos valores del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) que impactarán en las facturas de usuarios residenciales y sectores productivos.

Con esta medida, que busca reflejar los costos reales de producción y garantizar la estabilidad en el suministro energético, se explicó,se esperan que las facturas de gas lleguen desde noviembre con rebajas promedio del 6% en los hogares de todo el país. Esto es, en parte, porque hay además un menor consumo frente a temperaturas más elevadas.

Aunque todavía falta publicar los nuevos cuadros tarifarios para precisar la aplicación de los cambios, la decisión supone una baja del 10,37% para el del gas y una suba del 2,7% al precio de la electricidad. Esto,sin embargo, no se traslada linealmente a las boletas de los usuarios ya que son sólo parte de los conceptos que definen el costo final.

En lo que respecta al gas, la Secretaría de Energía informó la actualización de los precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Este cambio supone una reducción del 10,37% en el PIST, que es solo uno de los componentes que forman parte de la tarifa del servicio de gas natural.

Para los usuarios residenciales de ingresos altos (N1) y los sectores productivos, los precios del gas oscilarán entre 2,979 USD/MMBTU (dólares por millón de unidad térmica Británica, o BTU) y 3,148 USD/MMBTU, con un promedio nacional de 3,09 USD/MMBTU. Al igual que con la electricidad, los usuarios de ingresos medios (N3) y bajos (N2) seguirán manteniendo las bonificaciones vigentes establecidas por la Resolución 90/2024.

En cuanto a la electricidad, se determinó el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para el período de invierno. Según voceros de la Secretaría de Energía, esto implica un aumento del 2,7% en dicho precio. Sin embargo, este incremento no se traslada de manera lineal a las facturas de los usuarios, ya que el PEST es solo uno de los componentes de la tarifa final.

Los valores del Precio Estabilizado de la Energía (PEE), Precio Estabilizado del Transporte (PET) y Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) serán utilizados para calcular las tarifas según el nivel de ingresos de los usuarios.

El traslado de estos nuevos valores afectará de manera diferenciada según los segmentos de ingresos. Los usuarios del segmento N1 (ingresos altos) y los sectores productivos, como comercios e industrias, afrontarán un precio que oscilará entre 63.187 y 66.885 $/kWh (pesos por kilovatio hora). Por su parte, los usuarios de los niveles N3 (ingresos medios) y N2 (ingresos bajos) continuarán recibiendo las bonificaciones establecidas previamente por la Resolución 90/2024 de la Secretaría de Energía

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El presidente de YPF, Horario Marín, anunció que a partir de este martes 1° de octubre habrá una baja del 1% de las naftas de la compañía y del 2% en el gasoil, tomando como referencia el precio de surtidor que pagan los consumidores.

La medida fue confirmada por Marín, quien aclaró que la baja será aún mayor en el precio con el que el combustible sale de las refinerías (de 4 y 5%, respectivamente), pero tendrá un menor impacto en el bolsillo de los consumidores por el nuevo aumento que autorizó al Gobierno.

En declaraciones a Radio Mitre, el número uno de la empresa controlada por el Estado destacó que esta medida forma parte de un “acuerdo justo” con los consumidores, en el que YPF reflejará las fluctuaciones internacionales del precio del petróleo en el costo final del combustible. Se espera, ahora, que el resto de las compañías siga por ese camino.

“Cuando el precio del petróleo suba, YPF va a subir los precios de los combustibles. Si el precio del petróleo baja, YPF va a bajar los precios de los combustibles. Eso no ocurrió nunca en la Argentina”, afirmó. Este enfoque busca evitar que tanto la empresa como los consumidores sean subsidiados injustamente, tal como lo aclaró: “YPF no tiene que ser subsidiada, y los consumidores no tienen que subsidiar a YPF”.

Este procedimiento, que es habitual en el mundo, no se aplicaba en la Argentina donde los precios quedaron desenganchados hace más de 20 años y hasta estuvieron en ese período más caros que las referencias internacionales entre 2015-2017 y en 2020, con la pandemia.

Marín también detalló el alcance de esta medida, explicando que la reducción en los precios mayoristas será significativa, pero que los consumidores verán solo una parte de ese ajuste en los surtidores debido a la combinación de impuestos y variaciones en el tipo de cambio. “El esfuerzo de YPF es del 5% en el gasoil y del 4% en la nafta, pero lo que la gente verá reflejado será una baja del 2% y del 1%, respectivamente”, explicó. Este impacto limitado se debe, en parte, al reciente incremento del 1% en el impuesto a los combustibles, que contrarresta parcialmente la rebaja.

En concreto, la suba impositiva, que fue anunciada a través del decreto 863/2024 publicado en el Boletín Oficial, rige sobre los precios del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC). De esta forma, y según la escala de precios, la disposición implicará una suba en torno a los $782 para los impuestos de la nafta y de $773 para los del gasoil.

La justificación para este descenso tiene que ver con que hubo una caída del valor internacional del petróleo y porque en la época de primavera y verano el costo del gas es menor por la reducción de la demanda.

Desde el pasado 10 de diciembre, con la asunción de Javier Milei, el valor de los combustibles aumentó 135% en los primeros siete meses del año. Según el Gobierno, esto se explica por el aumento de los impuestos al sector, que estaban congelados por la gestión anterior desde 2020 y por el atraso que tenían los precios anteriormente.

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La producción de energía secundaria sufrió en junio su mayor caída mensual desde el peor momento de la pandemia de Covid-19, como consecuencia de la recesión y la menor cantidad de días hábiles que tuvo dicho mes. Sucedió pese a que en el acumulado del segundo trimestre se observaron mejoras.

El INDEC informó este martes que el Indicador Sintético de Energía (ISE)se hundió 10,8% respecto de mayo, significando así la variación negativa más profunda desde abril de 2020, cuando se verificó un derrumbe del 21,9% tras la cuarentena decretada en aquel momento por el Gobierno de Alberto Fernández.

En términos interanuales la contracción fue del 5,2%. Dentro de los componentes del ISE, la principal caída se observó en el gas distribuido a industrias y hogares (-6,6%), sin incluir el entregado a centrales eléctricas.

Asimismo, para la generación eléctrica (neta de la utilizada como insumo en el proceso de producción de las centrales eléctricas) el declive fue del 6,1%, mientras que para los derivados de petróleo (que incluye el gasoil, el fueloil y las naftas, entre otros productos) la producción bajó 3% en comparación con junio de 2023.

Aun así, en el segundo trimestre el ISE exhibió un incremento del 1,3% contra el mismo período del año pasado y del 1,5% contra el primer trimestre de 2024.

Para el tercer trimestre (que está próximo a terminar), una encuesta realizada por el INDEC mostró que la mitad de las firmas del sector de electricidad preveía que la demanda interna aumente y la otra mitad no avizoraba cambios.

En el sector gasífero, el 83,3% de las firmas consultadas no estimaba aumentos en la demanda y en el sector petrolero ese porcentaje fue del 63,6%.

Vale recordar que el ISE mide el desempeño de la producción del sector energético a partir de un conjunto representativo de formas secundarias de energía, conformado por los diferentes productos energéticos que provienen de los distintos centros de transformación y cuyo destino son los diversos sectores de consumo u otros centros de transformación.

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El Grupo Techint inició la gira nacional para incorporar a 400 estudiantes y recién graduados para su Programa de Jóvenes Profesionales (JP) y sus Prácticas Educativas de Verano (PEV). La empresa, que actualmente emplea a más de 19.000 personas en el país, visitará 10 provincias entre los meses de septiembre y octubre con el lema “40 años escribiendo historias” para incorporar nuevos colaboradores.

Las PEV cumplirán 40 años, en los que más de 7000 jóvenes de todo el país han pasado por la experiencia. En el 2023 el 44% de los ingresos en este programa fueron mujeres y el 56% hombres, con un porcentaje de mujeres que viene creciendo año a año.

El Programa de Jóvenes Profesionales del Grupo Techint también fue pionero en la Argentina, en los 41 años desde su creación pasaron más de 6000 personas. Actualmente, hay 589 jóvenes profesionales activos, y el 51% de los altos directivos de la compañía empezaron su carrera como JP.

La búsqueda está orientada a estudiantes universitarios que hayan aprobado por lo menos el 50% de la carrera o graduados de las siguientes carreras: Ingeniería Industrial, Mecánica, Eléctrica, Electricista, Electrónica, Electromecánica, Química, Materiales, Petróleo o Sistemas, Contaduría, Recursos Humanos, Comunicación, y Administración.

La convocatoria durará hasta el 30 de noviembre, tiempo en el cual la compañía recorrerá localidades de Salta, Tucumán, San Juan, Mendoza, Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba, CABA, Chubut y Neuquén para incorporar al menos 400 jóvenes a Tenaris, Ternium, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción, empresas del Grupo. Las iniciativas JP y PEV forman parte del Plan de Carrera para los equipos del Grupo Techint.

Oscar Scarpari, quien ingresó al programa de Prácticas de Verano en 1997 y se desarrolló en distintos puestos de la compañía hasta llegar a su cargo actual de CEO de Techint Ingeniería y Construcción, señaló: “Al iniciar este recorrido, no imaginé lo que podía llegar a lograr. A lo largo de 27 años, tuve la oportunidad de participar en proyectos complejos en Argentina, México, Brasil, Canadá, Chile y Perú. Es un camino lleno de aprendizajes y crecimiento, y a todos lo que van a comenzar las PEV les deseo que estas sean el punto de inicio de una carrera llena de desafíos y aventuras”.

El Programa de Jóvenes Profesionales (JP) está orientado a graduados recientes o estudiantes en su último año de carrera que busquen una incorporación efectiva.

A lo largo de la experiencia, los participantes tendrán la oportunidad de capacitarse, hacer networking con colegas de todo el mundo y rotar de áreas para tener una visión global de la compañía. Se trata de una herramienta estratégica, diseñada para garantizar el desarrollo de profesionales con potencial para convertirse en los futuros líderes de las empresas del Grupo Techint. Cada empresa ha adaptado el programa a la realidad de sus operaciones, extensión geográfica y necesidades del negocio.

Por su parte, el Programa de Prácticas Educativas de Verano (PEV) está dirigido a estudiantes universitarios avanzados que buscan dar sus primeros pasos en el mundo laboral a través de una experiencia de tres meses trabajando en compañías líderes.

Así, desde el 6 de enero de 2025 se estarán integrando a los equipos de trabajo con proyectos, responsabilidades y tareas específicas que les permitirán complementar su formación académica y poner en práctica los conocimientos teóricos adquiridos en la universidad. Además, este acercamiento al mundo profesional les abre las puertas a la adquisición de nuevos conocimientos y los desafía a ser resolutivos, flexibles y creativos.

“El pasaje de la universidad a la empresa implicó un cambio muy grande, ya que en la facultad uno ve la teoría, pero la práctica suele ser mucho más desafiante. Uno entra al mundo “verdadero” en donde nos encontramos constantemente con nuevos desafíos que afrontar. Mientras que en la facultad solo dependemos de nosotros y cuánto tiempo de estudio le dedicamos a cada materia, en el trabajo es un equipo en donde todos apuntamos hacia un mismo objetivo. Desde el punto de vista profesional, el haber escuchado la experiencia de mis superiores y de mis pares me ayudó a desempeñar mis tareas. También a no tener miedo o vergüenza de proponer cosas nuevas, ni frustrarme cuando algo no sale”, remarcó Camila Belén Lucero, estudiante de Recursos Humanos (UADE) que realizó su PEV en el Grupo Techint.

Cómo postularse

Para postularse, los estudiantes deben ingresar en careers.techint.com, filtrar por la palabra clave “PEV” o “JP”, y seleccionar la localidad en la que les gustaría aplicar. Una vez postulado, y si el perfil coincide con los requisitos, la empresa se pondrá en contacto para iniciar el proceso de selección.

Un trabajo con propósito

Los ingresantes al programa de JP y PEV podrán participar de proyectos desafiantes y transformadores, con impacto en la matriz energética y desarrollo económico de la Argentina, como la descarbonización de los procesos siderúrgicos, el desarrollo de Vaca Muerta y la transición energética o la construcción de grandes obras de infraestructura como gasoductos, centrales térmicas o el desarrollo de parques eólicos. Los colaboradores del Grupo Techint trabajan en un buen clima de trabajo y con equipos multiculturales y multidisciplinario.

El Grupo Techint es una empresa líder a nivel global, con operaciones en 19 países. Está compuesto principalmente por Tenaris, Ternium, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción, compañías que comparten los valores de compromiso con sus comunicades; seguridad; protección del medioambiente; la calidad, excelencia y desarrollo tecnológico; la transparencia; la multicuturalidad y la diversidad. Tenaris es líder en la provisión de tubos y servicios para la industria energética mundial. Ternium es fabricante líder de productos terminados de acero en América Latina. Tecpetrol actúa en el sector de la energía en América Latina, con actividades de exploración y producción de petróleo y gas (E&P). Techint Ingeniería y Construcción provee servicios de Ingeniería, Suministros y Construcción para proyectos complejos en todo el mundo.

Además, los ingresantes como JP contarán con beneficios valorados tales como una semana adicional de vacaciones, cobertura médica, bonos por performance y por resultados de la compañía, cobros adicionales por almuerzo, descuentos en gimnasios y diversas marcas, capacitaciones en idiomas y convenios con universidades, formación constante y cursos.

Las fechas de la gira:

25/09 en Salta

03/10 en Tucumán

3/10 en Bahía Blanca

10/10 en Mar del Plata

15/10 en Córdoba

17/10 en Comodoro Rivadavia

18/10 en San Juan

17/10 en Mendoza

24/10 en Santa Fe

31/10 en Neuquén

31/10 en Rosario

31/10 en San Nicolás

7/11 en La Plata

14/11 en Ciudad de Buenos Aires y Gran Buenos Aires

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El terremoto que generó Petronas a fines de la semana pasada no tiene fin. Las dudas de la empresa malaya sobre acompañar o no a YPF en la creación de una planta de GNL en Río Negro obligó a la petrolera nacional a tomar una drástica decisión, la creación de una empresa enfocada únicamente en el Gas Natural Licuado. 

Se trata de Sur Inversiones Energéticas S.A.U., que se centrará en la licuefacción de gas natural proveniente de Vaca Muerta y en la gestión de acuerdos de exportación, asegurando la continuidad del proyecto, incluso si Petronas decide retirarse. 

De este modo, el Directorio de YPF busca blindar los proyectos de Gas Natural Licuado. Este blindaje tiene dos objetivos. Uno es que el avance de los proyectos no dependa del humor de la petrolera malaya. El otro es que el valor de las acciones de la petrolera estatal se vea lo menos dañada posible por estas idas y venidas.

Según confirmó el equipo de noticias de Canal 7 de Neuquén, el presidente de Sur Inversiones Energéticas será Gabriel Abalos, actual Project Finance Manager de YPF, y el vicepresidente, Hernán Polverini, gerente de Business Development de la petrolera. Como director titular quedará José Rico, mientras que de suplentes estarán Paola Garbi y Carlos San Juan.

Un proyecto crucial

El megaproyecto es crucial para las aspiraciones energéticas de Argentina, que busca posicionarse como un exportador significativo de gas natural licuado. Sin embargo, según versiones periodísticas, Petronas ha expresado dudas debido al entorno económico bajo la nueva administración de Javier Milei.

A pesar de que aún no se ha tomado una decisión oficial por parte de Petronas, YPF ha reafirmado su compromiso con el proyecto. El presidente de YPF, Horacio Marín, ha destacado que la empresa está dispuesta a continuar con el desarrollo del proyecto, incluso si es necesario incorporar nuevos socios internacionales. Marín subrayó el interés global que ha generado el proyecto, especialmente en mercados clave como India y Europa.

Alberto Weretilneck, gobernador de Río Negro, provincia donde se planea la construcción de la planta, ha manifestado confianza en que el proyecto se llevará a cabo, con o sin la participación de Petronas. La planta de licuefacción estaría ubicada en Punta Colorada, cerca de Sierra Grande, y su desarrollo se prevé en varias etapas a lo largo de la próxima década.

Este proyecto no solo representa una oportunidad económica significativa para la región, sino que también podría transformar a Argentina en un actor clave en el mercado global de GNL.

La creación de Sur Inversiones Energéticas S.A.U. refleja la determinación de YPF de avanzar con sus planes estratégicos, asegurando la viabilidad del proyecto de GNL. Además de atraer nuevos socios internacionales, la empresa busca diversificar sus fuentes de financiamiento, subrayando el valor de Vaca Muerta como una de las mayores reservas de gas no convencional a nivel global, y su potencial para transformar el desarrollo económico y energético de Argentina.

Algunas de sus funciones son la construcción y/o contratación de instalaciones de GNL; la construcción de infraestructura de transporte o contratación de la ya existente; procesamiento y licuefacción de gas natural; compra y comercialización de GNL; contratación de fletes marítimos bajo cualquier modalidad; entre otras.

“Para el desarrollo de los negocios que estén vinculados a las actividades mencionadas, la Sociedad podrá celebrar todo tipo de contratos y realizar operaciones financieras en general, préstamos, aportes de capital a empresas y/o financiación de cualquier tipo a personas jurídicas, para el desarrollo de negocios realizados o realizarse que estén vinculados a las actividades listadas precedentemente, con exclusión de las operaciones comprendidas en la Ley de Entidades Financieras y toda otra que requiera el concurso público. A tal fin, la Sociedad tiene plena capacidad jurídica para adquirir derechos, obligaciones y ejercer todos aquellos actos que no sean prohibidos por las leyes o por este estatuto”, reza la publicación en el Boletín Oficial.

Este movimiento estratégico subraya la importancia de Vaca Muerta como una de las reservas de gas no convencional más grandes del mundo y su potencial para impulsar el desarrollo económico y energético de Argentina.

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Generalmente es la Organización de las Naciones Unidas (ONU) la que insta a los gobernantes de los países miembro o a los directivos de las empresas a cumplir ciertos objetivos pautados de antemano. Pero esta vez ocurre lo contrario, son los empresarios lo que le piden a la ONU cumplir con los “famosos” objetivos sustentables 2030, más precisamente los que tienen que ver con la Energías Renovables, un sector que ha perdido muchos incentivos económicos últimamente. 

En un llamado urgente a la acción, ejecutivos de varias grandes empresas instaron el lunes a los líderes mundiales a cumplir con el acuerdo internacional alcanzado en la cumbre COP28 celebrada en Dubái el año pasado. Este acuerdo busca triplicar la capacidad de energía renovable para 2030 como una medida crucial para combatir el cambio climático.

Empresas como Amazon, conocido por su alto consumo de energía, y productores de electricidad como Vestas e Iberdrola, emitieron esta declaración durante un evento paralelo a la Semana del Clima de las Naciones Unidas en Nueva York.

Los ejecutivos hicieron un llamamiento a los países para que incluyan objetivos cuantificables de capacidad de energía renovable en sus nuevos planes climáticos nacionales, los cuales presentarán a la ONU el próximo mes de febrero. Además, instaron a que se esbocen planes de inversión específicos que garanticen el cumplimiento de estos objetivos.

Mantener a los países enfocados en triplicar las energías renovables es uno de los temas principales de la Semana del Clima y de la Asamblea General de la ONU. En estos eventos, líderes mundiales, empresas y ONG buscan reforzar los compromisos internacionales sobre el clima. La ONU está inmersa en una serie de actos relacionados con el clima que comenzaron el domingo junto con la Asamblea General.

El objetivo no es nada fácil, el interés por las Energías Renovables ha ido decayendo de la mano de las disminución de las ayudas económicas estatales, principalmente en Europa y Estados Unidos. Desde que los créditos blandos empezaron a escasear, los proyectos de renovables también. 

También son varios los especialistas que sostienen que los renovables no solo son caros sino que algunos contaminan más de lo que ayudan al medio ambiente. Por ejemplo, un panel solar no llega a compensar la huella de carbono que se generó para fabricarlo.

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El Gobierno nacional prepara un plan para incentivar la inversión en el sector energético que además incluirá premios para quienes ahorren energía, algo que estará destinado también al sector domiciliario.

Así lo dejó trascender la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, durante un seminario de empresas nórdicas que se realiza en esta ciudad.  

La funcionaria indicó que la resolución “saldría esta semana o a más tardar los primeros días de la semana que viene” porque aseguró que en la secretaría de Energía “ya veníamos trabajando con este verano, el invierno 2025 y el siguiente verano porque ninguna obra de infraestructura va a estar hasta después del 2026, porque tardan”.

Según indicó la norma dará “señales e incentivos en generación, distribución y demanda; en las cuatro habrá señales e incentivos”, insistió.

“Trataremos que con la sumatoria de estas acciones no haga falta que haya cortes”, señaló Beljansy, al tiempo que “aclaró que “la demanda también sea activa” en lo que refiere a la planificación y posibles ahorros.

A su vez, consideró que con el nuevo marco económico y el RIGI están dadas las condiciones para que se aceleren las inversiones en el sector para poder satisfacer a una demanda que será creciente en los próximos años por la recuperación de la economía.

En otro orden, sostuvo que el Gobierno nacional marcará la cancha para que la Argentina cumpla con los pactos ambientales firmados a nivel internacional, pero advirtió que “no le dirá a las empresas cómo deben hacerlo” y alcanzar los niveles de descarbonización previstos.  

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“Seguimos igual, no hay ningún cambio”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, con referencia al megaproyecto de GNL que tendrá su plata en la provincia de Río Negro. Marín intentó despejar las dudas y llevar tranquilidad a los accionistas tras los incesantes rumores de que la petrolera malaya Petronas se bajaría del proyecto. 

“No hay que dramatizar, estos son negocios, las empresas salen y entran”, indicó el CEO de la petrolera estatal al exponer en el encuentro AmCham Energy Forum 2024. Y sostuvo que YPF está en condiciones de desembolsar los 200 millones de dólares que se necesitan para avanzar con el proyecto sin la necesidad de ningún socio. 

De todos modos también confirmó que las tratativas para buscar un nuevo socio, en caso de que Petronas confirme que se baja del proyecto, ya están encaminadas. 

Marín dijo que aún hay tiempo detalló que restan dos meses para pasar a la etapa de Front-End Engineering Design (FEED), es decir la ingeniería de detalle del proyecto, en la que será necesaria la erogación más fuerte de dinero.

“Tenemos socios en todas las áreas, entonces vamos a empezar negociaciones con todos para que ingresen. Es un proyecto de todas las empresas argentinas, de la industria, no solo de YPF”, enfatizó el presidente de la petrolera más grande del país.

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El Sindicato de Petrolero Privados confirmó que realizará una Asamblea General para analizar los pasos a seguir en torno a las paritarias del sector. las cuales según el gremio están “sin respuesta” por parte de la patronal.

El cónclave sindical tendrá lujar el próximo martes 1 de octubre a las 10 de la mañana en el Campo de Petroleros Privados de Añelo, ubicado en la Ruta Provincial 17.

Para confirmar la Asamblea General, el Sindicato posteo la convocatoria en sus redes sociales. “Vamos todos” dice la imagen en la que se puede ver al Secretario General Marcelo Rucci y al Secretario General Adjunto Ernesto Inal. El afiche digital suma una frase a modo de arenga: “No Falta Nadie, Nuestros Derechos Valen”.

El posteo está acompañado por un tres simples palabras que explican el motivo de la convocatoria: “Paritarias sin respuestas…”

El gremio se encuentra en estado de alerta por la dilatación en las negociaciones paritarias y no descarta ninguna medida si la no se alcanza una pronta solución con la patronal.

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El AVIEM 100 Epower, el primer avión eléctrico del país desarrollado por la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y la empresa Aviem Aeronáutica SRL, recibió oficialmente el Certificado de Propiedad y Matrícula, otorgado por la Administración Nacional de Aviación Civil (ANAC).

El acto tuvo lugar en la sede de la ANAC, en Buenos Aires, y contó con la presencia de autoridades de la entidad nacional. El aval de seguridad para esta nueva tecnología fue recibido por el gerente de Aviem Aeronáutica, Ernesto Acerbo, y por el decano de la Facultad de Ingeniería, Marcos Actis. 

En el avión trabajaron, por la Facultad de Ingeniería, integrantes del Centro Tecnológico Aeroespacial (CTA-UNLP). La empresa Aviem también participó en el diseño y fabricación de la aeronave, la cual funciona con baterías de litio.

El AVIEM 100 Epower es un avión de categoría experimental, cuyo propósito es la investigación y el desarrollo. El primer vuelo de prueba del prototipo se realizó el 12 de este mes en el aeródromo de General Rodríguez. Los ingenieros de la ANAC verificaron la operación de la aeronave, como parte del proceso integral de su habilitación, que incluyó los ensayos en tierra y la fiscalización de todas las fases de su producción.

Durante este ensayo de vuelo de corta duración se evaluó el despegue, la fase de vuelo en aire y su aterrizaje. Dado que la aeronave demostró un desempeño adecuado operando con baterías de litio, los inspectores de la ANAC verificaron su eficiencia y estabilidad, calificándolas como óptimas. Además, se demostró que se logra mantener el máximo de tiempo en vuelo con mucha menos energía de la que se tenía calculado utilizar. 

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La actividad sísmica en Vaca Muerta continúa. Un nuevo sismo, registrado este lunes por el Instituto Nacional de Prevención Sísmica (INPRES), se suma a la larga lista de eventos telúricos que han sacudido la región en los últimos años. 

El temblor, de magnitud 2,5, tuvo su epicentro cerca de la cuenca petrolera, lo que reaviva el debate sobre la posible relación entre la explotación de hidrocarburos y la ocurrencia de estos eventos.

Antecedentes muy cercanos. El último temblor en la zona de Vaca Muerta se registro hace poco más de un mes, exactamente el 12 de agosto

En lo que va el año, suma 56 los sismos ocurridos en la provincia de Neuquén, de los cuales 44 se asocian al fracking, mientras que los 12 restantes son de origen natural.

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El sector petrolero, uno de los más apuntalados por la administración de Javier Milei, vuelve a darle buenas noticias al Gobierno. Es que la producción de hidrocarburos en agosto fue la más alta de los últimos 20 años, superando incluso a la del mes de julio, que había sido la mejor de las últimas dos décadas hasta ahora.

Durante el mes pasado, Argentina produjo 719,3 mil barriles de petróleo por día y 153 millones de m3 de gas diarios, según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) difundidos estos últimos días por la Secretaría de Energía de la Nación.

Estos números significa un crecimiento interanual del 14% y del 6,3% respectivamente, confirmando así la tendencia mostrada durante los primeros siete meses de este año, períodos en el que la producción de petróleo en el país superó los 143 millones de barriles, un desempeño que no se veía desde 2004.

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El sector energético argentino viene mostrando señales de recuperación. Según los últimos datos oficiales, durante los primeros siete meses de este año, la producción de gas natural en el país superó los 29 mil millones de metros cúbicos. Esta cifra no se registraba desde el mismo período de 2006, lo que representa un hito histórico para la industria y un paso significativo hacia la autosuficiencia energética.

Este dato positivo se suma al de la producción de petróleo. Según datos de la Secretaría de Energía, la obtención de crudo en el país superó los 143 millones de barriles en los primeros siete meses del año, un desempeño que no se veía desde 2004.

Como no podía ser de otra manera, este incremento en la producción se debe principalmente al desarrollo de la formación de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas y petróleo no convencional del mundo. Gracias a las inversiones realizadas en exploración y explotación, esta formación demuestra ser un motor clave para el crecimiento de la producción nacional de gas.

A pesar de este logro, aún quedan desafíos por superar. La industria del gas enfrenta la necesidad de continuar invirtiendo en infraestructura para transportar y distribuir el gas producido, así como en tecnologías para mejorar la eficiencia energética.

Para aprovechar al máximo este potencial, será necesario que tanto el Gobierno Nacional como los provinciales sigan trabajando en la mejora del marco regulatorio, la seguridad jurídica y la promoción de inversiones.

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No fueron pocos los usuarios de Edenor y Edesur que recibieron facturas en junio, julio y agosto cuyos montos se multiplicaban de 100 en 100% cada mes. 

En todos los casos, afirman no haber realizado consumos que justificaran semejantes saltos y tampoco subió la tarifa en julio y sí apenas un 4% el mes pasado.

Se acumularon subterfugios contables por la combinación explosiva de tres factores: las recategorizaciones en los ingresos de los clientes del servicio, el hecho de que el cobro sea mensual pero las lecturas de medidor bimestrales, lo cual siempre ocasiona el consumo de un mes de arrastre, y los cambios en el tope del subsidio.

El desmenuzamiento fue realizado por Javier Slucki, con la colaboración de Claudio Boada, de la Unión de Usuarios y Consumidores, y Sandra González, titular de la Asociación de Defensa de los Consumidores Argentina.

El ingrediente introducido durante el gobierno de Mauricio Macri, que el de Alberto Fernández dejó correr, fue que la recategorización de los consumos según las seis categorías, se hace cada dos meses y no contempla estacionalidad, de modo que cuando cambia la estación, como al invierno o al verano, la diferencia en el medidor cotiza a una escala más alta en el valor de Kwh/mes, tanto en el cargo fijo como en el variable.

La fórmula que aplican las compañías es tan arrevesada que nadie se explica cómo es que el gobierno haga anuncios de aumentos y lo que llega de las distribuidoras metropolitanas de electricidad, en este caso, no tenga nada que ver.

El ejemplo que ponen los autores del informe es que un consumo R1 abarca hasta 150 kwh/mes y R2 entre 151 y 400 kWh/mes y así hasta R6, además de que los usuarios fueron segmentados por ingresos en N1, N2 y N3, de acuerdo con las declaraciones para mantener subsidios.  

Saltos exponenciales

Y es ahí donde se producen saltos exponenciales: un R1 paga 833 pesos de cargo fijo y un R6  30.333 pesos, o sea 4 veces más.

En estos pases estacionales una sola recategorización suele hacer saltar varias categorías y así un usuario puede ser que pase en un solo viaje de R2 a R5.

Los cargos variables se aplican por cada kWh/mes y se encarecen al pasar de una escala a la siguiente. 

Por caso, para un R1 corren 34 pesos por kWh/mes, mientras que para un R6, 55 pesos. No parece mucho, pero todo se junta y hace la diferencia.

Llaman la atención de que en junio se tuvo que consumir mucho más que en mayo por el frío, de modo que en julio, cuando las compañías toman estado del medidor, procedieron a recategorizar ese movimiento estacional. Y así, al mes siguiente se paga mucho más por estar en una nueva categoría R, aunque el consumo no haya sido muy distinto al de julio.

Los call center de las empresas están entrenados para responder con tecnicismos para desestimar la infinidad de reclamos que fueron llegando y, en consecuencia, el camino sería las denuncias en las asociaciones de consumidores o el ENRE.

Pero no termina allí la metodología de aumentar las facturas por fuera de los anuncios tarifarios. 

Al ser mensual el envío a domicilios de la cuenta, pero la toma de medidores cada dos meses, el monto se abulta con el acumulado del consumo no contemplado en el desdoblamiento. 

En las facturas que se pagaron a inicios de julio, el cliente canceló parte de sus consumos de junio y parte de los de mayo, con lo cual los mayores kw/h que aplicó a afrontar el invierno le vendrán cargados en la factura que recibirán en setiembre, que abarca julio y agosto en parte.

En la boleta aparecerá que consumió casi lo mismo en julio y agosto, por lo que en esos meses la factura tampoco debería haber variado mucho.

La cuestión es que el parangón eran consumos anteriores, estacionalmente más bajos, con lo cual automáticamente subieron una o varias categorías, y por ende, los aumentos son mayores.

La otra gran ensalada viene del lado de las declaraciones que justifican los subsidios.

Los usuarios de ingresos medios (N3) tienen subsidiado solo hasta 250 kWh/mes y los de ingresos bajos (N2) solo hasta 350 kWh/mes, mientras los que ingresos altos o N1 pagan tarifa plena.

Cuando se superan esos topes, se duplica el cargo variable. Así, si un usuario N3 promedio paga 53 pesos hasta el kWh número 250, a partir del kWh número 251, solo por ese excedente, se le va a 97 pesos, o sea, 83%.

Hasta los usuarios de ingresos medios y bajos puedan permanecer adentro de los topes subsidiados cuando las temperaturas son agradables, pero en invierno el medidor se les dispara y castigan el exceso.

Los que hayan consumido en julio y agosto un poco más que en junio, pero por arriba del tope, tendrán reservada una sorpresa, porque la factura no contendrá incrementos proporcionales, sino que pegarán un salto.

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El Ministerio de Energía y Ambiente informó que este sábado 14 de setiembre se realiza la Audiencia de Evaluación de Impacto Ambiental de Malargüe Distrito Minero Occidental, el proyecto de minería sustentable en el Sur de Mendoza con gran potencial para minerales fundamentales en la transición energética.

Previo a la audiencia, la Dirección de Protección Ambiental y la Dirección de Minería han puesto a disposición de todos los ciudadanos el informe de impacto ambiental y las observaciones y aportes de 12 organizaciones sectoriales. Esta documentación se puede consultar en el enlace específico de Energía y Ambiente.

Además, para maximizar la participación, la audiencia pública se ha programado en un día no laborable, lo que permitirá que mayor número de personas interesadas puedan asistir y expresar sus opiniones.

En la audiencia se podrán analizar las evaluaciones correspondientes a 34 proyectos de exploración minera en el departamento de Malargüe, en cumplimiento de lo establecido por la Ley 5961 y su Decreto Reglamentario 820/06.

La Audiencia Pública se llevará a cabo desde las 9, en modalidad híbrida:

Virtualmente, a través de la plataforma Zoom, a la que se podrá acceder mediante el siguiente enlace, ID de reunión: 427 055 0206, código de acceso: 12345.

Presencialmente, en el Centro de Convenciones y Exposiciones Thesaurus, ubicado en avenida San Martín, Pasaje La Orteguina, Malargüe.

Los interesados en participar deberán inscribirse previamente proporcionando nombre, apellido, DNI, acreditación de personería en caso de representar a una persona jurídica, domicilio electrónico y número de celular. La inscripción se realizará a través del correo electrónico audienciasambiente@mendoza.gov.ar. Durante la audiencia, los participantes podrán presentar propuestas y documentación tanto de manera virtual como física.

Proyectos en evaluación

La Audiencia Pública abordará la evaluación de impacto ambiental de los siguientes 34 proyectos mineros de exploración:

El Seguro

Campeones

Canillita

Conejera

Dibu

Fideo

Hechicera

La Herradura

La Pechera

Los Azulejos

Mate Amargo

Mochileros

Papu

Pehuenche Oriental

Vecindario

Los Galgos

Las Arañas

Las Estrellas

La Meli

Elena

El Perdido

Cerro de la Virgen

Merlot – Sirah

El Toro

Pórticos

Malbec

Calmuco

El Montón

Los Carrizos

Minue

Riesling

Valenciana

Lego

Huemul

Estos proyectos son promovidos por Impulsa Mendoza Sostenible SA y su evaluación ambiental es de suma importancia para garantizar la viabilidad y sostenibilidad de las actividades mineras en la región.

Habilitación de días administrativos

Con el fin de garantizar la transparencia y participación ciudadana en este proceso, se ha declarado el sábado 14 de septiembre de 2024 como día hábil administrativo en los términos del artículo 154 de la Ley 9003, permitiendo así que todas las actuaciones relacionadas con esta convocatoria y procedimiento puedan llevarse a cabo sin contratiempos.

Con el objetivo de asegurar amplia difusión, la convocatoria será publicada en el Boletín Oficial, en al menos dos diarios de circulación provincial, un diario local del municipio de Malargüe y en el sitio de internet oficial del organismo convocante.

Para más información, las personas interesadas pueden consultar la Resolución Conjunta AAM N°15/24 DM y 02/24 DPA.

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El Consejo Agrario Provincial actuó de inmediato tras un derrame de petróleo ocurrido el 3 de septiembre en el muelle de Punta Loyola. En colaboración con la Secretaría de Ambiente, la Dirección Provincial de Áreas Protegidas lleva adelante una exhaustiva evaluación del impacto ambiental en la zona, con el objetivo de mitigar los efectos y proteger los ecosistemas afectados.

El pasado 3 de septiembre, el muelle presidente Ilia de Punta Loyola fue escenario de un incidente ambiental que demandó una rápida intervención por parte del Consejo Agrario Provincial (CAP) y otros organismos del Gobierno de Santa Cruz. Durante la carga de un buque petrolero, se produjo una fuga que dio como resultado un derrame de petróleo, cuya cantidad aún está en proceso de evaluación. El Consejo Agrario Provincial tomó conocimiento del hecho el 4 de agosto y, dada la proximidad con las áreas protegidas del estuario, como Isla Deseada y la Reserva Provincial de Aves Migratorias, la Dirección Provincial de Áreas Protegidas inició las acciones pertinentes.

El 4 de agosto, tras ser informado el CAP, se inició un riguroso operativo que involucró a la Dirección Provincial de Áreas Protegidas y a la Secretaría de Estado de Ambiente, con el fin de evaluar el daño causado. Según las actas levantadas durante las inspecciones iniciales, se confirmó que el área más afectada comprende 900 metros de la costa sur, en dirección al Río Chico. Personal especializado continúa con los rastrillajes para identificar y contener posibles nuevas zonas impactadas.

En palabras de las autoridades del CAP, se enfatizó la importancia de la coordinación interinstitucional para garantizar una respuesta eficaz y oportuna ante estos eventos. En este sentido, el operativo no solo se centró en la contención del derrame, sino también en la protección de la fauna local, con especial atención a las aves migratorias que habitan la zona.

Durante la operación, que contó con la colaboración de Bomberos de la Provincia y la Dirección de Fauna, dependiente del Consejo Agrario Provincial, se realizó una navegación conjunta para verificar posibles daños en Isla Deseada, sin que se detectaran indicios de contaminación. No obstante, el monitoreo continuará de forma constante, dada la vulnerabilidad del ecosistema.

La evaluación del impacto ambiental sigue su curso con la supervisión de la Secretaría de Estado de Ambiente, mientras la empresa operadora CGC ya ha comenzado con las tareas de saneamiento. Las acciones no solo buscan restaurar las áreas afectadas, sino también prevenir futuros incidentes.

Esta operación, que comenzó a las 10:00 y finalizó a las 14:30, contó con el apoyo del cuartel de bomberos, cuyo personal demostró su experiencia en navegación en condiciones climáticas adversas. Mientras tanto, el personal de Áreas Protegidas y Fauna continúa realizando rastrillajes en la Reserva Provincial de Aves Migratorias.

En diálogo con LU14 Radio Provincia de Santa Cruz, el secretario de Estado de Ambiente, Sebastián Georgion, destacó la rapidez con la que se coordinó la respuesta al incidente: “Desde el miércoles temprano estuvimos en contacto con el ministro de Energía y el presidente del CAP para desplegar a todas las áreas pertinentes. Fauna, Áreas Protegidas, Recursos Hídricos y Ambiente trabajaron en conjunto para asegurar una respuesta efectiva.”

Georgion también subrayó la importancia de la colaboración interinstitucional en este tipo de situaciones y explicó que la operadora responsable, CGC, ya está implementando las medidas de saneamiento requeridas: “Estamos haciendo un seguimiento continuo de las acciones de remediación en la costa y el agua. Ya se han instalado barreras de contención para minimizar la dispersión del hidrocarburo, y trabajamos para garantizar que se cumplan todos los protocolos ambientales.”

El secretario de Estado puso énfasis en que “el conocimiento técnico de los equipos de trabajo fue clave para contener el impacto, y seguimos monitoreando la situación para anticiparnos a cualquier nueva afectación”.

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Jujuy continúa dando pasos significativos en el desarrollo de energías renovables, y empezó a recibir las partes mecánicas para la torre helicoidal de energía eólica que se elevará en el Centro Cultural Lola Mora y cuya estructura ya está erguida.

El arribo de la primera de cinco partes de las hélices se dio con un gran operativo de seguridad y seguimiento por parte de la empresa a cargo de la obra, que, al tiempo que sigan llegando las partes restantes, empieza ahora a presentarlas para terminar de configurarla durante este mes.

La torre helicoidal, que pronto será un icono en la capital de la provincia, está orientada a maximizar la eficiencia de la generación eólica en este contexto geográfico: es una estructura única en su tipo, diseñada para integrarse armónicamente con el paisaje de Jujuy y al entorno urbano que lo rodea en el barrio donde está emplazada, ofreciendo no solo una propuesta sostenible para la generación de energía, sino también un aporte estético y amigable al entorno natural.

El proyecto del Centro Cultural Lola Mora cuenta con un diseño bioclimático y puesta en obra únicos en el norte argentino, que vienen a conocer desde distintos puntos del país profesionales y estudiantes de Arquitectura, Ingeniería, Diseño Industrial, Paisajismo y otras disciplinas y campos profesionales y artísticos.

Su innovadora torre eólica es un rasgo distintivo del diseño que el estudio de César Pelli pensó para el Lola Mora, y representa un avance en la infraestructura energética local y subraya el compromiso de Jujuy con la diversificación y sostenibilidad de su matriz energética. A la vez, la torre de generación eólica complementa a la generación fotovoltaica a través de paneles solares, que será la principal fuente de abastecimiento.

Características de la torre helicoidal en energía eólica del Lola Mora:

Estructura en espiral vertical: captura el viento desde cualquier dirección.

Flexible: No requiere alineación precisa con el viento.

Optimización de captura con minimización de turbulencia y mejora de la estabilidad.

Integración urbana: diseño compacto y estético

Menor huella visual y sonora

Adaptabilidad a condiciones cambiantes

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Desde la Secretaría de Ambiente de la Nación se aprobó un nuevo proceso de exploración petrolera offshore a 190 kilómetros de la costa de Mar del Plata que quedará a cargo de la empresa Shell Argentina. Se buscará nuevamente la presencia de hidrocarburos con tareas que comenzarían en las próximas semanas.

Este será el segundo proyecto que se materializará luego de los intentos con resultado negativo que se llevaron adelante meses atrás en el Mar Argentino por parte de Equinor. En caso de prosperar positivamente y lograr el objetivo, se procedería a la exploración.

Al respecto, este miércoles se publicó la Resolución 506/2024 en el Boletín Oficial. Por la misma se autoriza a la empresa Shell Argentina a trabajar sobre las zonas identificadas como CAN 107 y CAN 109.

En el marco del acuerdo de trabajo, quedó expresa la exigencia por la cual la empresa debe darle cumplimiento estricto del Plan de Gestión Ambiental y a sus ampliaciones, lo que surgió del último estudio de Impacto Ambiental. Se trata de un requisito fundamental para poder avanzar con estas tareas y así proteger al mar, las playas, su flora y fauna.

Cabe mencionar que, tal y como ocurrió cuando Equinor realizó las tareas de exploración offshore, esto repercuta de manera positiva en el ámbito portuario de Mar del Plata, donde se establece la base logística de las distintas acciones que se llevarán adelante.

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El mercado del litio atraviesa un momento de profunda transformación. Según el último informe de Clean Energy Associates, los precios del litio alcanzaron mínimos históricos en julio debido a una combinación de factores que incluyen la desaceleración en las ventas de vehículos eléctricos, un exceso de oferta y la incertidumbre política en Estados Unidos.

Un artículo del sitio especializado pv magazine indica que la caída en la demanda de baterías para vehículos eléctricos, principal consumidor de litio, genera un desequilibrio entre la oferta y la demanda de este mineral. 

La producción de litio proveniente de salmueras en países como China, Argentina, Brasil y Bolivia viene en aumento, mientras que los productores de roca dura de Australia tuvieron que ajustar sus operaciones a la baja debido a la caída de los precios.

Las próximas elecciones presidenciales en Estados Unidos generan una gran incertidumbre en torno a los créditos fiscales federales para vehículos eléctricos. Esta situación podría retrasar o incluso cancelar proyectos de producción de baterías en el país, lo que a su vez impactaría negativamente en la demanda de litio a nivel global.

Nuevas tecnologías y nuevos materiales aumentan la competencia

Ante este escenario, la industria del almacenamiento de energía está explorando nuevas tecnologías que podrían competir con el litio. Entre ellas se destacan los iones de sodio, el almacenamiento basado en el zinc y el hidrógeno geológico o natural. Estas tecnologías emergentes presentan un mayor potencial de reducción de costos a largo plazo, pero aún enfrentan desafíos en términos de escala y madurez tecnológica.

La escala sigue siendo un factor clave para reducir los costos de producción. La tecnología de iones de litio ha logrado reducir significativamente sus costos gracias a su aplicación en las baterías de vehículos eléctricos. Sin embargo, la mayoría de las tecnologías emergentes carecen de esta escala y, por lo tanto, enfrentan mayores dificultades para competir en términos de precio.

El futuro del mercado del litio se presenta como un panorama complejo y lleno de incertidumbres. La combinación de una desaceleración en la demanda, un exceso de oferta y la incertidumbre política generan un entorno desafiante para los productores de litio.

Pero falta para que eso suceda. Un apartado del informe calcula que hasta 2028 inclusive, la oferta superará a la demanda de litio en el mundo.

Sin embargo, a largo plazo, se espera que la demanda de litio se recupere impulsada por la creciente electrificación del transporte y la expansión de las energías renovables. Además, el desarrollo de nuevas tecnologías de almacenamiento podría abrir nuevas oportunidades para el litio y otros minerales críticos.

La caída de los precios del litio es una señal de que el mercado está experimentando una reestructuración. Los productores de litio deberán adaptarse a este nuevo entorno y buscar formas de reducir costos y mejorar su competitividad. Al mismo tiempo, los gobiernos y las empresas deben invertir en investigación y desarrollo para impulsar el desarrollo de tecnologías de almacenamiento más sostenibles y eficientes.

(Artículo realizado con información del sitio pv magazine y el informe Clean Energy Associates)

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Pese a los fuertes aumentos tarifarios, el interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Darío Arrué, avisó este jueves que “el verano será complicado” en el plano energético y que habrá cortes en el servicio, como consecuencia de una inversión insuficiente, que afecta tanto la generación de energía como a su transporte y distribución.

“El verano que viene, y no solamente el verano, va a ser complicado porque el sistema está subinvertido”, afirmó Arrué en declaraciones a Urbana Play. “No solamente van a faltar algunas instalaciones de transporte y de distribución, sino también de generación de energía eléctrica. O sea, los tres segmentos están manifestando algún tipo de restricción”, agregó el interventor.

“No estamos cubriendo los costos que el sistema requiere para brindar un servicio de calidad”, subrayó Arrué, pese a los fuertes incrementos tarifarios.

El funcionario del ENRE consideró que la alta demanda durante los meses de calor sumado un sistema debilitado podría generar interrupciones del suministro eléctrico. “Obviamente, la magnitud no se puede determinar previamente si es tomando como parámetro las demandas de años anteriores y comparando también lo que se cree o se pronostica que va a ser el clima”, dijo.

De acuerdo con sus estimaciones, las temperaturas serán especialmente elevadas durante la última semana de febrero y la primera de marzo, lo que aumentará la demanda de energía en momentos críticos. “Hay algún déficit de generación, particularmente en el área Metropolitana, y también va a haber déficit de vinculación con el sistema de transporte”, explicó.

Arrué fue consultado también por subsidios a la energía eléctrica, que han sido recortados progresivamente por lo que muchos usuarios han experimentado un aumento por demás considerable en el monto de sus facturas.

“La factura en el servicio de energía eléctrica de Edenor y Edesur, salvo casos excepcionales como podría ser La Rioja, son las más bajas del país”, dijo Arrué, pero reconoció que esto no significa que no se hayan duplicado o triplicado los cargos para algunos usuarios. “Aún habiéndose duplicado o triplicado, están entre las más bajas del país”, insistió, y aclaró que uno de los principales desafíos del sistema es que los costos de brindar un servicio de calidad aún no se cubren plenamente.

Además, dijo que algunos sectores, como el de los electrodependientes, están siendo revisados. “Se ha llegado a la conclusión de que solo por la condición de electrodependientes no se puede dar el servicio sin costo, sino que tendría que darse la situación de no poder pagar la energía eléctrica”, dijo, pese a que existe la Ley 27.351, que garantiza la gratuidad de tarifas del servicio eléctrico para usuarios electrodependientes.

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El Gobierno de Javier Milei prohibió el cobro de tasas municipales en servicios públicos, una medida que hizo escalar la tensión de la administración nacional con los intendentes, quienes advierten que se trata de un mecanismo para “ahogar” a los municipios. Sin embargo, desde el Organismo de Control de la Energía bonaerense (Oceba) se dejó en claro que en la provincia de Buenos Aires, al menos en una parte de ella, las empresas distribuidoras están habilitadas a incluir conceptos ajenos al de electricidad en las liquidaciones mensuales.

¿Por qué pasa esto? En principio porque se aduce que una resolución de una secretaría nacional no puede ir por encima de una ley provincial. Y eso es lo que marcan en la gestión de Axel Kicillof para asegurar que, al menos, las prestadoras y cooperativas del interior bonaerense van a poder seguir cobrando esos “plus” que aparecen en la boleta. Los que no podrían seguir adelante son los intendentes del conurbano, que ya elevaron sus reclamos.

La resolución nacional 267/2024 publicada el miércoles en el Boletín Oficial restringe la posibilidad de aplicar recargos en las liquidaciones que envían las empresas de servicio a sus clientes. Y el objetivo, según dijo el ministro de Economía Luis Caputo, es que “las facturas de servicios esenciales deben contener de forma única y exclusiva la descripción y el precio correspondiente al servicio contratado por el consumidor”.

Así, quedan afuera conceptos como pueden ser la tasa de alumbrado público, de seguridad e higiene o alguna relacionada con los bomberos que aparecen en las boletas y sirven para inversiones locales. No obstante, el Oceba aclaró ahora que la resolución 267 no puede primar sobre la Ley provincial 11.769, que regula la inclusión de conceptos ajenos en las facturas.

Es decir, Nación podría regular aspectos reglamentarios a las empresas que tienen concesión nacional como Edenor y Edesur. Y ahí sí impactaría en la caja de los intendentes del conurbano. Pero no sobre el interior, donde quien tiene injerencia es la Provincia. A través del Oceba regula los contratos con las compañías Eden (norte bonaerense); Edes (sur); Edea (municipios de la costa y Mar del Plata) y Edelap (Capital bonaerense y la región). Y a eso se suman las más de 200 cooperativas eléctricas que operan en el interior bonaerense.

Cabe destacar que en electricidad, la ley 10.740 de la provincia de Buenos Aires, sancionada en 1991, habilita a los municipios a convenir con las distribuidoras la percepción de la tasa de alumbrado en las facturas de luz. “Sin dejar de considerar que la norma nacional pretende avasallar competencias provinciales propias de esta jurisdicción, corresponde indicar que el régimen provincial contempla expresamente la regulación en los conceptos ajenos, sin que ello vulnere los principios de la Ley de Defensa del Consumidor”, lanzó el Oceba en un comunicado.

En este sentido, el presidente del organismo, Diego Rozengardt, reiteró que existe un marco regulatorio desde los años 90. Por ejemplo, “el alumbrado público tiene una ley específica y será una discusión que se deba dar en la Legislatura”, dijo a FM La Cielo. Y aclaró que la factura que mostró Caputo en la red social X es del Partido de la Costa y están diferenciados los conceptos que se pagan por la luz y esas tasas extras que denuncia.  

“Las cooperativas brindan otros servicios, como agua, sepelios, etc. Tiene que tener discriminado el servicio extra que se cobra y con código de barras diferenciado, tal como lo prevé la regulación. Si uno no paga sepelio, por ejemplo, no se le tiene que cortar la luz”, agregó Rozengardt. 

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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró hoy que el proceso de explotación de Vaca Muerta es “un ganar-ganar si nos ponemos de acuerdo empresarios, sindicatos y Estado”.

“El impacto de Vaca Muerta tiene que ser planificado de manera conjunta” y para eso “tenemos que desarrollar la infraestructura” en la provincia junto con la industria, dijo Figueroa en el marco de la celebración del 110 aniversario de la petrolera Shell en Argentina.

En este proceso de explotación del yacimiento de Vaca Muerta “podemos desarrollar un esquema de ‘ganar- ganar”’, con la industria, los sindicatos y el Estado”, afirmó el mandatario provincial. “Sería el mayor fracaso de la historia si no hacemos que este se logre”, advirtió Figueroa.

Destacó que a partir de la producción de Vaca Muerta se llegará a igualar en términos de producción lo que produce hoy la Pampa Húmeda, y además “vamos a pasar a ser un país que tenga autosuficiencia en la energía, algo que no tienen todas las naciones”.

Destacó que desde la provincia, con lo que se logre de regalías por la explotación del yacimiento “vamos a trabajar para desarrollar todas las actividades para cuando termine Vaca Muerta, como la infraestructura, la industria del conocimiento o el turismo”.

En ese marco destacó las 20.000 becas que hoy paga el sector industrial “para desarrollar la mano de obra calificada” del futuro.

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El Gobierno de Estados Unidos le pidió a la jueza Loretta Preska que no dé a conocer su decisión sobre la entrega de las acciones de YPF a los beneficiarios del fallo, según una orden publicada hoy.

El especialista Sebastián Maril publicó el contenido de la nota en su cuenta de “X” en la que se expresó la voluntad del gobierno estadounidense.

El Departamento de Justicia de Estados Unidos pidió presentar una opinión antes de 6 de noviembre, justo un día después de las elecciones presidenciales.

Maril opinó que “es probable que Estados Unidos recomiende que la jueza Preska se abstenga de ordenar la transferencia de las acciones de YPF a los beneficiarios de la sentencia, teniendo en cuenta la relación entre dos naciones aliadas”.

“Sin embargo, también creo que Estados Unidos entiende perfectamente que una nación soberana amiga (Argentina) violó las leyes locales del mercado de capitales. Por esta razón, no me sorprendería si también sugirieran que la jueza Loretta Preska designe un mediador especial para ayudar a ambas partes a resolver la disputa”, añadió el asesor de Latam Advisor.

La jueza Preska condenó a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones por la forma en que se realizó la expropiación de la empresa en 2012 en tiempos de Cristina Fernández como presidenta y Axel Kicillof como ministro de Economía.

En el marco de esta causa, en los últimos días, Preska también había ordenado entregar mails, WhatsApps y otras comunicaciones de funcionarios para determinar responsabilidades.

El bufete de abogados Burford Capital intentan probar la figura de “alter ego” entre las empresa y el Gobierno argentino para tener argumentos que le permitan avanzar en otro tipo de pedidos de embargo.

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A las 8:45 de la mañana de este sábado la luz se apagó nuevamente en Ecuador, en medio de la crisis energética que enfrenta el país desde el año pasado.

“Debido a una falla en la barra de la subestación Molino, la cual está conectada a la generación de Paute, se ha producido un corte en el suministro de energía eléctrica en algunas provincias el país”, informó mediante un comunicado el Operador Nacional de Electricidad de Ecuador, Cenace.

El organismo agregó que están trabajando en coordinación con empresas distribuidoras para restituir el servicio en un lapso de 3 a 4 horas.

Los ciudadanos reportaron a través de redes sociales y en las calles sobre este nuevo corte masivo de energía eléctrica. Según publicó CNN , se encendieron las plantas de luz y alarmas en cuanto se produjo el corte en una zona hospitalaria de la capital.

Por su parte, la Agencia Metropolitana de Tránsito de Quito, AMT, informó en redes sociales que, frente al apagón a nivel nacional, activó un plan de emergencia para gestionar el tránsito con 250 agentes para garantizar, dentro de la emergencia, la movilidad en las intersecciones con semáforo de todo el distrito metropolitano de Quito.

CNN también recabó reportes de ciudadanos desde varias provincias del país como Pichincha, Azuay, Guayas, Loja, Manabí, Santo Domingo de los Tsáchilas, Esmeraldas, Tungurahua, Bolívar, Chimborazo, Cotopaxi, entre otras, que indicaron que no disponen del servicio de energía eléctrica.

A las 12:53 de la tarde de este sábado, Cenace informó en redes sociales que se restableció al 100% el servició en todas las provincias afectadas.

El corte masivo de luz se produjo de forma sorpresiva en medio de una fuerte sequía. En la última semana varias autoridades locales mostraron preocupación ante la reducción del caudal de los ríos y la disminución de los embalses de las hidroeléctricas más importantes.

CNN consultó al Ministerio de Energía y Minas sobre este nuevo apagón masivo y también a la Empresa Eléctrica de Quito, una de las más importantes del país, y está a la espera de una respuesta.

Ecuador ha enfrentado complejos problemas en su abastecimiento energético desde 2023, lo que ha obligado al Gobierno en el último año a comprar energía a Colombia.

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La Secretaría de Energía de la Nación aumentó el límite de potencia de los proyectos de generación distribuida en Argentina (enmarcados bajo la Ley Nacional N° 27424) de 2 MW a 12 MW. La resolución lleva la firma de Rodríguez Chirillo y determina que el nuevo umbral pasará de 2 MW a 12 MW de capacidad para los usuarios – generadores mayores, sean individuales, comunitarios o comunitarios virtuales.

El cambio llegó a través de la Resolución N° 235/2024, que lleva la firma del titular de la cartera energética, Eduardo Rodríguez Chirillo, y que aplica tanto para los proyectos individuales, comunitarios o comunitarios virtuales, aunque cabe aclarar que el límite varía según la categoría tarifaria de pertenencia, por lo que ese incremento del umbral impactará en los usuarios – generadores mayores, por lo que las categorías quedarán de la siguiente manera.

Usuarios – generadores pequeños (UGpe): No podrán superar los 3 kW de potencia.

Usuarios – generadores medianos (UGme): De 3 kW hasta 300 kW.

Usuarios – generadores mayores (UGma): De 300 kW a 12 MW de capacidad. 

Y en el caso de los U/G comunitarios y comunitarios virtuales podrán conectar equipos de generación a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las potencias contratadas por cada uno de los usuarios que conforman el grupo. 

Mientras que la inyección de excedentes de generación distribuida hasta 12 MW sólo podrá ser objetada por la empresa distribuidora fundada en estudios técnicos, realizados por ésta última en forma previa a la instalación y conexión del equipo de medición correspondiente, a fin de evaluar el impacto en la seguridad operacional de la red que el aumento de la inyección de excedentes pueda causar.

Asimismo, los usuarios que contraten distintas potencias en función de bandas horarias podrán conectar equipos de GD hasta el máximo valor de las potencias contratadas. En tanto que por encima de ese nivel de los 12 MW de capacidad, se aplicará el régimen de Autogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

¿A qué se debe la modificación? La iniciativa llega producto del sinceramiento de tarifas energéticas que implementa el Poder Ejecutivo desde la llegada de Javier Milei a la presidencia y porque desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético y la Subsecretaría de Energía Eléctrica consideraron que resultará una medida “costo-efectiva” que generará mayor eficiencia energética y provoca un alivio en las redes de transporte y distribución eléctricas.

“Es importante porque la incorporación de unidades de generación renovable se vio afectada por las restricciones en el sistema eléctrico de transporte debido a más de 20 años de desinversión en las redes, por lo cual en la actual coyuntura de emergencia del sistema eléctrico son necesarias las medidas que fomenten la eficiencia energética e impulsen el desarrollo de estos proyectos de pequeña y gran escala, conectados a la red y off-grid”, explicaron desde la Secretaría de Energía de la Nación en conversación con Energía Estratégica. 

Y a pesar de que la resolución en cuestión no brinda mayores detalles de su implementación y que resulta positivo en un primer análisis, desde el sector energético plantearon que podría estar enfocado en el fomento de los parques comunitarios por la posibilidad de sumar esa potencia entre varios usuarios, pero no así para el sector corporativo. 

¿Por qué? Dado que sólo aplicaría para aquellas empresas con más de 2 MW de potencia contratada, siempre y cuando se mantengan como Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), hecho que no suele ser habitual dado que generalmente pasan a ser Grandes Usuarios Menores (GUME – 30 kW a 2 MW) o Grandes Usuarios Mayores (GUMA – potencia mínima demandada de 1 MW). 

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La empresa estatal Yacimiento Carboníferos Río Turbio (YCRT) se encuentra en una situación difícil hace ya muchos años, y con el cambio de gobierno en diciembre el panorama es malo y solo vislumbra una privatización o el cierre de la mina.

En este contexto, el diario Clarín dio a conocer una investigación sobre una operación que iba a hacer YCRT con la empresa israelí TEGI Limited, que habría sido interrumpida por la intervención de dos personas con un pedido de coima, a lo que se refieren como una “comisión” por el contacto.

Según explica Clarín, desde Israel habrían acercado a YCRT “una propuesta de compra de 30.000 toneladas de carbón de baja calidad por cerca de 2,1 millones de dólares, el equivalente a aproximadamente US$ 70 por tonelada”, la cual la empresa estatal habría rechazado “por no ser comprador directo y por presentar precios muy bajos y poco convenientes para la empresa”.

A pesar de la declaración de la empresa, el diario accedió a un material de comunicación telefónica que no coincide con lo que declaran desde YCRT.

El carbón ya estaba almacenado y listo en Punta Loyola para ser embarcado y enviado, pero el llamado telefónico de Andrés Gross, amigo del interventor de YCRT, Thierry Decoud, cambió el rumbo de la negociación.

De la conferencia participaron el representante de TEGI, Juan Agustín Yarke Ariet, quien estaba a cargo de la compra en nombre de la empresa argentina, un broker tucumano que tendría el vínculo con ambas partes, Alejandro Salemme, y Andrés Gross.

Decoud y Gross reconocieron al diario su vínculo de amistad, pero niegan que exista una relación comercial entre ambos. A pesar de eso, en la llamada Gross empieza diciendo que el no estaba al tanto de la operación y que “la persona que firma la orden” lo habría llamado para consultarle, y al mismo tiempo le solicita que agranden el presupuesto que ofrecían.

Gross asegura tener peso en la decisión de la empresa, pero al mismo tiempo no es empleado de la firma ni tiene ningún vínculo, y reclama una coima a título de “comisión” justificando que fue parte del contacto entre las empresas, por lo que Yarke le remarca que el contacto fue directo de Cancillería que no hubo intermediarios.

Posterior al llamado, es el propio Gross quien el confiesa a Clarín que “se fue de boca”, y que no tiene el peso que dijo tener en la comunicación que detalla el diario. La actitud de Gross habría sido motivada porque fue dejado afuera de la negociación, y no quiso ser “puenteado”. Mientras que Salemme, el broker, también se mostró arrepentido de la llamada, pero señaló que “no fue nada ilegal” y que su trabajo “es acercar a compradores y vendedores, de manera de facilitar que se hagan los negocios”.

La operación se habría hecho entre Cancillería y la empresa israelí, y tendría que ver con un vínculo exclusivamente diplomático, en el que TEGI habría accedido a comprar el carbón de Río Turbio, el cual sería “inviable” y no le traería ningún redito, solo una promesa de contar con cierta cantidad de toneladas en caso de que la empresa mejore su producción en un futuro.

En medio del escándalo, Decoud habló con Clarín y dijo que “muchas personas intermediarias querían la representación comercial o la exclusividad para comercializar el carbón, pero nosotros, como empresa del Estado nacional, no podemos pagar comisiones. No podemos contratar a un broker, sería ilegal” y asegura que no tuvo contacto ni con Gross ni Salemme, y que no fue quien les dio la información del negocio.

Finalmente, la llamada no concluyó de la mejor manera para quienes quisieron intervenir ya que Yarke no cedió ante el pedido y no recibió de buena manera lo que planteaba Gross, ni la manera en la que lo hizo.

La empresa tendría abierto varios puntos de negociaciones, con empresas chinas y de otros países, pero ninguna cumpliría con los requisitos por lo que no hay avances sobre una posible exportación del carbón de YCRT en lo inmediato.

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Cientos de trabajadores del proyecto Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM) 25 se concentraron y cortaron la Ruta 9, en Zárate, para realizar una asamblea legislativa y luego trasladarse a la rotonda de Atucha en repudio a la nueva ola de despidos.

El conflicto volvió a ponerse en escena luego que ATE señalara que las nuevas autoridades profundizaron el drama “frenando la obra casi por completo”. Desde la junta interna apuntaron directamente al Gobierno de Javier Milei y, en concreto al nuevo presidente de CNEA, Germán Guido Lavalle.

La entidad sindical, explicó que “las autoridades de CNEA profundizan la paralización de la obra del CAREM. La nueva gerenta de área del CAREM anunció la decisión de no seguir avanzando en la construcción civil, frenando la obra casi por completo”.

“Son 160 trabajadores despedidos más los 85 del mes pasado y hace dos meses, más todo lo que conlleva. Ahora nos pidieron bajas de la UG, así que se hace un número grandísimo. Eso va acompañado de la gente de maestranza, gastronomía, vigilancia… se hace un número importante y capaz alcanza a más de mil personas”, expuso la preocupación el delegado de la empresa Masoero, Diego Flores, en diálogo con la periodista Mariela López Brown en Mañanas Argentinas por C5N.

Si bien algunos trabajadores que se concentraron no fueron despedidos, saben que en los próximos días les llegará el telegrama de despido, por lo que se concentraron para apoyar a aquellos que ya se quedaron sin empleos y luchar para que no suceda con ellos. En lo que va del 2024, unos 30 mil empleados estatales fueron despedidos.

“Todavía estoy trabajando, pero estoy esperando el telegrama. Estamos en la lucha, y hasta que no nos tome de vuelta la empresa vamos a seguir acá apoyando a todos los compañeros. Vamos a seguir con la lucha por ellos, por mí y mi familia”, señaló Francisco en C5N y agregó: “Soy el único sostén de mi familia, tengo dos hijos que estudian. Antes no me alcanzaba para llegar a fin de mes… con trabajo ya estaba mal, imagínese ahora que estoy esperando el telegrama”.

La denuncia de ATE sostiene que esta parálisis “la justifican con la excusa de que van a hacer foco en ‘los problemas de ingeniería del proyecto’” y, aunque reconocieron que estos problemas existen, los mismos “se estaban abordando y se tienen que resolver, pero el parate de la obra es producto del brutal ajuste que está realizando el Gobierno de Milei y ejecutando las autoridades de CNEA”.

Al mismo tiempo, señalaron que “si se animan a frenar uno de los dos proyectos insignia de la CNEA, que resta para los demás proyectos, líneas de trabajo que no tienen la misma visibilidad y sectores que las autoridades desprecian”.

Qué es el proyecto CAREM 25

CAREM, la primera central de potencia de diseño 100% nacional, se consolida como un proyecto referente de esta nueva generación de reactores diseñados para la producción de electricidad en bajas o medianas potencias, siendo, además, una innovadora variante de los llamados Pressurized Water Reactor o Reactores de Agua Presurizada (PWR).

“Los PWR representan tres cuartas partes de los más de 400 reactores de potencia que hay en operación en el mundo. Además, cuentan con una serie de características distintivas que permiten planificar procesos de construcción, operación y mantenimiento relativamente más sencillos y eficientes que otras clases de centrales”, según se detalla en la página argentina.gob.ar.

La CNEA trabaja fuertemente en la construcción de la primera versión de la central CAREM, que, como todo desarrollo ‘primero en su tipo’ (FOAK, por las siglas en inglés de ‘first of a kind’), atravesará luego de su puesta en marcha un proceso de validación y calificación que resulta fundamental para consolidar el escalamiento a versiones comerciales de mayor tamaño y potencia.

En esta línea, se avanza con la puesta en marcha de un primer reactor CAREM que generará 32 MW eléctricos (lo que permitiría abastecer a una población de unos 120 mil habitantes aproximadamente) que, además de ser la referencia de ingeniería para los módulos de mayor potencia que se encuentran en etapa de diseño conceptual, también permitirá facilitar el proceso de licenciamiento de los futuros CAREM de escala comercial.

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Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural del país, lanza “Huella Creativa”, un documental que permite celebrar, a través de entrevistas con artistas locales, la identidad argentina, mostrando cómo la energía impulsa tanto la creatividad como el progreso.

Facu, el joven músico protagonista de la pieza audiovisual, realiza un viaje por siete provincias argentinas guiado por la “Red Natural de Arte”, la galería a cielo abierto de Camuzzi más grande del mundo, conformada por 22 murales pintados por artistas locales en las paredes de Estaciones Reguladoras de Presión de la compañía, otrora vandalizadas.

El joven barilochense, radicado en La Plata, inicia su travesía en la capital bonaerense, visita los murales y visibiliza otras disciplinas artísticas presentes en el país, explorando la conexión entre energía, arte, turismo y cultura en Argentina. Un payador, una bailarina de malambo y una ceramista son algunos de los vecinos que cruzará en su camino, mientras recorre Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

El documental, se estrena el jueves 5 de septiembre y se podrá visualizar tanto en Flow como en el Canal de YouTube de Camuzzi (Camuzzi Oficial). Asimismo, en las redes sociales de la compañía (@camuzzigas) se irán publicando cada semana los diferentes capítulos que componen la pieza completa, con la historia del artista de cada localidad visitada.

“Llegamos con gas natural a más de 360 localidades, desde la región pampeana hasta el extremo sur de la Patagonia. Tanto con la Red Nacional de Arte como ahora también con Huella Creativa, desde Camuzzi buscamos acortar distancias, descubrir y dar visibilidad a artistas emergentes que habitan en la amplia zona de concesión de la compañía, y que materializan en sus diferentes disciplinas nuestras tradiciones, nuestra argentinidad”, expresa Rodrigo Espinosa, Gerente de Comunicaciones de Camuzzi.

Las ciudades y localidades que se visitan a lo largo del documental, junto con sus respectivos artistas:

●             Roberto Cano, Buenos Aires – Nicolás Membriani: reconocido payador que cuenta cómo se desarrolla su día a día, a través de su canto e improvisaciones propias de la payada que demuestran su gran talento.

●             Santa Rosa, La Pampa – Silvia Mossman: bailarina de malambo, danza del zapateo argentino por excelencia, quien expresa su respeto y pasión por el mismo.

●             San Martín de los Andes, Neuquén – Leticia Tripailaf: artesana textil, que fabrica ponchos, ruanas, alfombras, cubrecamas, y otros elementos, con una habilidad que se transmite de generación en generación en su familia.

●             Bariloche, Río Negro – Hernán Murno: artesano de cuchillos. Los fabrica ayudado por sus hijos y explica cómo es el proceso de confección de los mismos.

●             Trevelin, Chubut – Tomás Schinelli: escultor en metal que en los últimos años ha realizado trabajos y figuras de dragones, relacionadas con las tradiciones galesas del lugar.

●             Río Gallegos, Santa Cruz – Verónica Corvalán: artesana ceramista, cuya especialidad está vinculada con las pinturas rupestres que se encuentran en la provincia.

●             Ushuaia, Tierra del Fuego – Mariela Castillo y Mauro Barrios: pareja de luthiers que fabrican instrumentos musicales con madera de lenga, árbol autóctono de la provincia.

“A través de estas iniciativas, reafirmamos que Camuzzi es más que la energía que distribuye. Este tipo de proyectos permiten conocer historias de vida inspiradoras de quienes, con esfuerzo y dedicación, nutren e impulsan la cultura de la Argentina”, concluye Espinosa.

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A lo largo del primer semestre de 2024, los aumentos en las tarifas eléctricas aplicados en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) despertaron preocupación en gran parte de los usuarios. Sin embargo, pese a los ajustes, el costo de la electricidad para los hogares en esta región sigue siendo de los más bajos en comparación con otros países de América del Sur, especialmente cuando se mide en dólares. 

No obstante, el costo no es el mismo para todos los trabajadores, ya que quienes perciben el salario mínimo vital y móvil (SMVM) en la Argentina impactan de forma distinta en los bolsillo.

Tarifas eléctricas en el AMBA: ¿las más bajas de la región?

En junio de 2024, los usuarios residenciales del AMBA se vieron segmentados en tres niveles según su nivel de ingresos. Los hogares de altos ingresos, clasificados como Nivel 1, pagaron un promedio de US$ 0,13 por kilovatio-hora (KWh), una cifra que solo supera a lo que abonan los usuarios residenciales en Bolivia (US$ 0,11) y Paraguay (US$ 0,05), según un informe de la Usina para el Desarrollo Energético Argentino (UDEA) y la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA). 

Los hogares de ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2) pagaron, en promedio, US$ 0,07 y US$ 0,06 por KWh, respectivamente, ubicándose también entre las tarifas más baratas de la región.

Esta situación contrasta con lo que ocurre en países vecinos como Uruguay, donde el costo de la electricidad alcanza los US$ 0,37 por KWh, o Brasil, donde la tarifa promedio es de US$ 0,24 por KWh. Incluso en Perú, los hogares pagan alrededor de US$ 0,23, casi cuatro veces lo que abona un usuario de Nivel 2 en el AMBA.

A pesar de las subas registradas, que para algunos sectores de ingresos bajos (Nivel 2) implicaron incrementos de hasta 690% interanual, y de hasta 745% para usuarios de ingresos medios (Nivel 3), la tarifa de electricidad en el AMBA continúa siendo una de las más accesibles de América del Sur. 

Sin embargo, este dato por sí solo no refleja el impacto real que estos costos tienen sobre los hogares, especialmente aquellos con menores ingresos. Para tener una imagen más clara, es necesario hacer una comparación directa con los ingresos mínimos de un trabajador.

Salario mínimo en septiembre 2024: ¿cuánto representa la luz en los ingresos?

A partir de septiembre de 2024, el salario mínimo vital y móvil se incrementó a $268.056,50 mensuales para los trabajadores mensualizados. En el caso de los trabajadores por hora, el valor asciende a $1.340,28 por hora de trabajo. Con esta nueva actualización, es posible hacer una comparación directa de cuánto representa el costo de la luz en relación con este ingreso mínimo.

Un hogar de Nivel 2, que paga en promedio US$ 0,06 por KWh, con un consumo mensual de 100 KWh, abonará unos US$ 6, lo que equivale aproximadamente a $2.100, tomando en cuenta la cotización oficial del dólar. En términos porcentuales, esta cifra representa cerca del 0,78% del salario mínimo actualizado. 

Por su parte, un hogar de ingresos medios (Nivel 3), que paga US$ 0,07 por KWh, destinará unos US$ 7 (alrededor de $2.450) por mes, lo que representa el 0,91% del SMVM. 

En tanto, los usuarios de Nivel 1, aquellos de mayores ingresos, abonan US$ 0,13 por KWh y, con un consumo de 100 KWh, pagarán alrededor de US$ 13 (unos $4.550), lo que equivale a casi el 1,7% del salario mínimo mensual.

Comparativa con otros países de la región, ¿quién paga más de luz?

Si se compara esta situación con otros países sudamericanos, se observa que el porcentaje de ingresos destinado al pago de la electricidad es considerablemente menor en la Argentina, particularmente en el AMBA. 

En Uruguay, un hogar promedio que consume 100 KWh mensuales pagaría US$ 37, lo que podría representar más del 5% del salario mínimo uruguayo, mientras que en Brasil, donde el costo es de US$ 24 por la misma cantidad de energía, se podría estar destinando cerca del 3% de los ingresos mínimos.

Este panorama deja en claro que, aunque las tarifas de luz en Argentina han aumentado de manera significativa en el último año, siguen siendo comparativamente bajas frente a los costos que deben afrontar los hogares de otros países de la región. 

Esto se traduce en un alivio relativo para los consumidores locales, aunque el incremento sostenido de tarifas podría generar presiones adicionales si el salario mínimo no acompaña el ritmo de la inflación y los ajustes tarifarios futuros.

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En julio, el costo de la generación aumentó a US$ 95,5 por Mwh, el mayor mayor valor desde julio de 2023, y superior al promedio que se ha pagado entre 2013 y 2023, explicó un un informe de la Fundación Encuentro.

En este marco “el peso del pago de los servicios públicos de gas natural y energía eléctrica en relación con los ingresos para las familias de menores ingresos pasó de ser del 3,9% en noviembre de 2023 al 12,8% en agosto de 2024”, destacó el trabajo de la Fundación Encuentro.

Para esta casa de estudios, “se pasó de un sistema que focalizaba subsidios en las familias de ingresos medios y bajos, a uno que subsidia a todos los hogares residenciales”.

Con costos de generación crecientes, “el Gobierno no ha avisado a la fecha cómo va a continuar el camino de quita de subsidios para dar previsibilidad a las familias”.

La Fundación, vinculada al Partido Renovador, calificó como “una falacia”, la afirmación de que los usuarios deben pagar “lo que realmente cuesta la energía” porque las tarifas reflejan la sumatoria de cuatro componentes claves: el costo de Generación, de Transporte, distribución, y los impuestos.

Por eso, el valor de esa energía “no viene “dado” sino que está íntimamente relacionado con las decisiones de política que se tomen desde el mismo gobierno”, en cada uno de esos componentes.

Para la Fundación es necesario concentrarse desde la política energética en la “reducción de costos del sistema” y tomar decisiones de orden público “para lograr que la energía cueste menos y, por lo tanto, que el traslado a los usuarios tenga un menor impacto”.

En este marco, se pregunta “¿Cómo puede ser que a la vez que subieron las tarifas, se les dejó de pagar a a las empresas?”, y la respuesta es que “los aumentos tarifarios han sido ineficientes e innecesarios, escondiendo bajo el lema de “pagar lo que sale la energía”, la la mala gestión de la Secretaría de Energía”.

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En el marco de los aumentos en el precio de la energía eléctrica dispuesto por el Gobierno nacional de alrededor del 4%, La Pampa continuará con el congelamiento tarifario para los sectores  de menores ingresos, correspondiente a los Usuarios N2 y N3 quienes mantendrán su tarifa actual a través del subsidio otorgado por el Estado provincial.   

La decisión del gobernador Sergio Ziliotto de congelar las tarifas del consumo domiciliario, durante el trimestre agosto-octubre para los usuarios de las categorías N2 y N3 – que abarca a las familias de medios y bajos recursos – fue posible gracias al ahorro generado por el Plan de Alumbrado Púbico Eficiente e Inteligente del cual han participado las 80 localidades de La Pampa.

El Plan permitió en el primer semestre del año un ahorro superior a los 4.190.000 kW.h que permiten financiar el congelamiento a los sectores anunciados que alcanza a 104.822 personas usuarias residenciales de los niveles N2 y N3, con una inversión estimada superior a los $365.000.000 en función del nuevo precio de la energía dispuesto por la Nación.

Esta acción del Gobierno provincial se extiende a la tarifa de energía eléctrica para alumbrado público y se enmarca en los resultados alcanzados por la implementación del Plan Estratégico de Energía, que tiene como objetivo la soberanía energética de la Provincia, utilizando los recursos locales en beneficio de la ciudadanía pampeana.

En ese sentido, la Administración Provincial de Energía (APE) y las cooperativas en La Pampa no actualizarán los costos en que incurren para prestar el servicio de distribución de energía eléctrica.

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Al igual que muchas otras marcas, Volvo ha decidido frenar su ambicioso plan de vender únicamente autos eléctricos para 2030. Aunque el fabricante sueco había prometido que para ese año su catálogo estaría compuesto exclusivamente por vehículos eléctricos, la realidad del mercado ha sido más compleja de lo que se esperaba. 

Ahora, en lugar de ofrecer solo autos eléctricos, el plan es que entre el 90% y el 100% de sus ventas globales consistan en autos electrificados, lo que incluye tanto modelos completamente eléctricos como híbridos enchufables.

Volvo no está sola en este cambio de rumbo. Otras marcas como Mercedes-Benz, BMW, Audi y Volkswagen también han reducido sus metas en cuanto a electrificación. ¿Por qué? Porque la demanda de autos eléctricos no ha crecido como se anticipaba, sobre todo en algunos países donde la red de carga es un gran obstáculo y en países europeos donde los subsidios para estos vehículos han sido reducidos o eliminados. 

Al igual, el tiempo de carga, un factor clave para el éxito de los autos eléctricos, requiere demasiadas horas, siendo demasiado tiempo en muchas regiones, lo que desincentiva a los consumidores. A esto hay que sumar que la autonomía también es una barrera

¿Qué pasó con la fiebre de los autos eléctricos?

Hace unos años, parecía que los autos eléctricos iban a dominar el mercado. Las principales marcas automotrices anunciaban con bombos y platillos sus planes para eliminar los motores de combustión interna, alineándose con las políticas gubernamentales enfocadas en reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, la realidad ha sido más complicada de lo que se pensaba.

En países como Alemania y Suecia, la retirada de subsidios ha afectado directamente las ventas de autos eléctricos. Las marcas que apostaron todo a esta tecnología se han encontrado con un mercado más frío de lo esperado. Volvo, por ejemplo, había lanzado cinco modelos eléctricos en los últimos años, entre ellos el popular EX30, pero las ventas no han alcanzado los niveles necesarios para justificar un cambio tan radical.

Volvo ha señalado que seguirá apostando por los híbridos enchufables, lo que le permitirá mantener una oferta variada mientras el mercado se adapta. Aunque su objetivo final sigue siendo convertirse en una marca completamente eléctrica, el fabricante entiende que para llegar a ese punto, primero deben mejorar las condiciones del mercado.

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El proyecto Vaca Muerta Sur de YPF avanza a paso firme y ya comenzaron a extenderse los primeros caños en territorio rionegrino, lo cual marca un hito clave en la construcción del oleoducto. Este primer tramo de la obra tiene 128 kilómetros y se extiende desde el área neuquina Loma Campaña hasta Allen. Su objetivo es incrementar la producción de petróleo no convencional y fortalecer la capacidad exportadora de energía de Argentina.

El despliegue de los caños en los primeros kilómetros del suelo rionegrino simboliza un avance decisivo en la materialización del proyecto, que en su totalidad permitirá transportar hasta 390 mil barriles diarios de crudo hacia las refinerías y puertos de exportación. La inversión prevista en esta etapa inicial es de unos 190 millones de dólares y generará 500 empleos en el pico de la construcción, contribuyendo al desarrollo económico local.

Vale añadir que Punta Colorada, lugar donde se ubicará la terminal de exportación, presenta características naturales que la posicionan como un punto de exportación de clase mundial para el crudo de la Cuenca Neuquina. Gracias a sus condiciones distintivas, la terminal será apta para buques petroleros de gran tamaño conocidos como VLCC, abriendo acceso a mercados más competitivos a nivel internacional.

Este nuevo complejo brindará una solución integral de transporte, almacenaje y exportación con altos niveles de disponibilidad durante todo el año, diversificando los puntos de salida con su nueva terminal on-shore y off-shore, vinculada al sistema actual en Allen.

La obra, que ya está en plena ejecución, sigue avanzando hacia su segunda etapa, que incluirá la conexión hacia Sierra Grande y la construcción de la terminal exportadora, lo que potenciará aún más la actividad productiva y económica en la región. Ese tramo tendrá 437 kilómetros y una vez completado, permitirá exportar 135 millones de barriles de petróleo por año, posicionando a Argentina como uno de los principales exportadores de crudo de la región.

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Luego de dar a conocer resultados auspiciosos de sus exploraciones en Paso Bardas Norte y CN-VII, con más de 17 millones de dólares invertidos en Malargüe, YPF solicitó el permiso formal para pasar al segundo período exploratorio sobre el área de reserva de CN-VII A, para perforar un nuevo pad (locación de producción) de dos pozos horizontales a mayor profundidad, lo que permitiría alcanzar mayor presión de reservorio y, por consiguiente, posible mejor productividad.

La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente otorgó la autorización, en lo que constituye un paso fundamental para la exploración de recursos no convencionales en la provincia. Este avance es un claro indicio de que los resultados hasta la fecha son prometedores, lo que refuerza el potencial del lado mendocino de Vaca Muerta como un recurso estratégico para el desarrollo energético.

“Mendoza tiene en su subsuelo el 30% de la formación Vaca Muerta. Debemos avanzar en la exploración de esos recursos para poder certificarlos, ya que constituyen un gran potencial para la producción de los hidrocarburos mendocinos”, resaltó la ministra de Energía y Minería, Jimena Latorre.

“El avance de YPF comprometiendo más inversiones es una excelente señal en ese sendero, que también anima a otras empresas a explorar nuestros recursos”, concluyó Latorre.

El nuevo período exploratorio, que se desarrollará a lo largo de cuatro años, contempla un plan de trabajo que incluye la perforación de un pozo piloto vertical para definir dos niveles a navegar, seguido de la ejecución de dos ramas horizontales de 2.500 metros cada una.

Estas actividades son cruciales para evaluar con mayor precisión las características del subsuelo y determinar el potencial de producción de hidrocarburos no convencionales en la región.

La autorización del pase al segundo período exploratorio refleja el compromiso del Gobierno de Mendoza para impulsar y apoyar las actividades que promuevan el desarrollo energético sostenible.

La provincia ha demostrado ser un actor clave en la exploración de recursos no convencionales, y este avance subraya la importancia de Vaca Muerta como motor económico y energético para Mendoza y el país.

Con este nuevo paso, Mendoza no solo reafirma su rol en el escenario energético nacional, sino que también se posiciona como un territorio con potencial significativo en la explotación de hidrocarburos no convencionales.

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La jueza federal de Nueva York Loretta Preska, a cargo del caso por la estatización de la mayoría de las acciones de la petrolera YPF, ordenó a la Argentina entregar mails, mensajes de WhatsApp y comunicaciones de otras plataformas de una decena de funcionarios y ex funcionarios -incluidos Luis Caputo y Sergio Massa- para intentar probar que hayan manejado los precios de los combustibles.

La orden salió del tribunal del Segundo Distrito Sur de Nueva York, donde ya se condenó a la Argentina a pagar 16.100 millones de dólares a los fondos Burford Capital y Eton Park, que compraron los derechos de litigio contra la expropiación de acciones que eran del grupo Petersen, de la familia Eskenazi.

Los demandantes, al ver que es muy improbable que el Estado nacional pueda pagar el capital y los intereses (que ya se acumularon casi US$ 900 millones), buscan volver a incluir en el caso a YPF -sacada originalmente- y embargar sus activos.

El argumento de Burford es que YPF es “alter ego” del Estado nacional, y que en vez de funcionar estrictamente como lo indica su figura societaria -una Sociedad Anónima (SA) privada- opera como de los objetivos políticos del gobierno de turno.

Por eso, la jueza Preska pidió las comunicaciones del actual ministro de Economía y de su antecesor -ex candidato a presidente-, pero también del asesor presidencial Santiago Caputo; el ex viceministro de Massa, Gabriel Rubinstein; ex titular de la Aduana, Guillermo Michel, otro de los laderos del tigrense; y del ex secretario de Industria, José Ignacio de Mendiguren, en un hecho inédito.

La medida se enmarca en el “discovery” autorizado en febrero para buscar información desde el 2020 a la fecha y probar que las entidades públicas, como el Banco Central y el Banco Nación, son lo mismo que YPF, una sociedad anónima que cotiza tanto en la Bolsa de Buenos Aires como en Nueva York.

El objetivo es poder acceder a activos argentinos, como el oro que trasladó Caputo al exterior.

Según la presentación, la Argentina “se ha negado a recopilar y producir documentos relevantes que no están contenidos en cuentas de correo electrónico mantenidas por el gobierno, incluyendo comunicaciones transmitidas a través de cuentas de correo electrónico personales o aplicaciones de mensajería (como WhatsApp, Slack o Gmail)”.

Para los demandantes, “el descubrimiento de méritos demostró que los funcionarios del gobierno argentino se comunican ampliamente a través de cuentas de correo electrónico no gubernamentales en sus capacidades oficiales”.

Y si bien el Gobierno ofreció revisar sólo las comunicaciones externas de funcionarios con empleados de YPF o del BCRA, los reclamantes consideran que “no son suficientes”.

El argumento es que las discusiones internas sobre YPF y el BCRA también son “esenciales” para establecer el control del gobierno sobre esas entidades.

Burford compró en España el derecho a litigar contra la petrolera, luego de que dos empresas del Grupo Petersen (de la familia Eskenazi) con acciones en YPF fueran a la quiebra y renunciaran a hacerle juicio al Estado por la expropiación.

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Las políticas ambientales mundiales están impulsando el desarrollo de combustibles sostenibles y en este escenario, Argentina con sus niveles de producción de soja, se posiciona en un lugar de privilegio al que ya se decidió ingresar.

En este escenario el diésel renovable se presenta como una alternativa y Raizen Argentina, licenciataria de la marca Shell, anunció informó que su refinería ubicada en Dock Sud logró la certificación ISCC (International Sustainability & Carbon Certification) como planta coprocesadora y podrá producir diésel de origen renovable gracias al procesamiento de aceite de soja.  

El ISCC es un esquema de certificación global alineado con la Directiva de Energías Renovables (RED II) de la Unión Europea y el Reino Unido. Este esquema asegura la trazabilidad del proceso y proporciona el cálculo de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Este nuevo proceso productivo en la planta de hidrotratamiento de nuestra refinería de Dock Sud, ya se encuentra operando de manera sostenida y la certificación lograda confirmó una reducción de emisiones de hasta un 80,4% en el ciclo de vida del diésel de origen vegetal, en comparación con el mismo volumen de diésel de origen fósil.

Números que crecen en los Estados Unidos

Desde el 2020 al 2023 la capacidad de refinación de diésel renovable mostró en Estados Unidos pasó de 800 millones de galones a más de 4.000 millones y se  proyecta que esta capacidad continúe expandiéndose y supere los 7.000 millones de galones para finales de esta década. 

Como resultado, también se ha observado un aumento en la capacidad de molienda de soja, que se espera que continúe creciendo en los próximos años en EE.UU.

Argentina, en posición estratégica

Según Victor Castro, Director Ejecutivo de la Cámara Argentina de Biocombustibles, Argentina cuenta con capacidad de aprovechar todos sus recursos agropecuarios, atender nuevos mercados de biocombustibles como los HVO o de aviación, promover una economía verde, y sumar “valor ambiental” a las exportaciones. 

Sin embargo advirtió que para alcanzar ese objetivo se necesitan políticas publicas que promuevan la competencia en pos de las necesarias inversiones en innovación tecnológica, escala, e integración de la cadena agroindustrial.

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Ocho países miembros del grupo de productores de petróleo OPEP+ decidieron hoy ampliar dos meses los recortes voluntarios en su producción hasta finales de noviembre, en medio de la baja en los precios del petróleo.

La OPEP+ está integrada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados.

Los ocho países de OPEP+ son Arabia Saudí, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán.

Después de una reunión virtual realizada hoy, las ocho naciones indicaron en una declaración que acordaron ampliar los recortes voluntarios en su producción de 2,2 millones de barriles diarios durante dos meses hasta fines de noviembre. 

Estos recortes, anunciados en noviembre de 2023, estaban programados para ser eliminados de manera gradual a partir de octubre de este año, de conformidad con lo acordado por los países en junio.

De acuerdo con la declaración de hoy, los países pospusieron la eliminación gradual de sus recortes voluntarios en la oferta hasta diciembre de este año, con “flexibilidad para hacer una pausa o revertir los ajustes de acuerdo con lo que resulte necesario”.

La preocupación por la débil demanda petrolera ha afectado recientemente los precios del crudo. El crudo West Texas Intermediate se ubicó por debajo de los 70 dólares el barril por primera vez desde diciembre de 2023.

Hoy jueves, los ochos países de OPEP+ también hicieron énfasis en su “determinación colectiva de asegurar un cumplimiento pleno de los ajustes voluntarios a la producción”.

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La petrolera YPF tuvo un aluvión de ofertas en una licitación de obligaciones negociables (ON) con vencimiento en 2031, cuyo objetivo es obtener fondos para recomprar otros títulos de la compañía que vencen en 2025 y 2027.

En una nota remitida a los mercados de Argentina, YPF dijo que tuvo ofertas por un valor nominal de 1.784,1 millones de dólares, más que triplicando el volumen máximo a colocar, de 500 millones de dólares.

Los títulos licitados son ON con vencimiento en septiembre de 2031, con un rendimiento del 8,75 % nominal anual.

La mayor productora de hidrocarburos de Argentina aplicará los fondos obtenidos en esta colocación a la recompra en efectivo por hasta 500 millones de dólares de dos series de ON, una con vencimiento en julio de 2025, cuyo monto en circulación asciende a 1.131,7 millones de dólares, y otra con vencimiento en 2027, con un monto en circulación de 809,3 millones de dólares.

La oferta de recompra, lanzada el 30 de agosto, tiene una fecha de adhesión anticipada (12 de septiembre), con una mejor compensación para el inversor.

Ambas operaciones permitirán a la petrolera estirar el perfil de sus vencimientos.

De acuerdo al último balance de la petrolera, su deuda total ascendía a finales del primer semestre a 7.457 millones de dólares, con un aumento interanual del 18 %.

La empresa obtuvo una ganancia neta en el primer semestre de este año por 1.192 millones de dólares, lo que ha implicado un aumento del 65 % respecto a los beneficios obtenidos en igual período de 2023.

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A través de la Resolución 85/2024, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) comunicó que más de 700.000 hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) deberán realizar ajustes en sus instalaciones eléctricas para evitar multas que Edenor y Edesur, antes del 1º de octubre.

Precisamente, lo que se exige son unos nuevos medidores capaces de registrar tanto la energía activa como la reactiva en la acometida general en edificios en régimen de propiedad horizontal y en los conjuntos inmobiliarios. No obstante, existen algunas excepciones. 

En esta línea, las sanciones se aplicarán a los usuarios cuyo factor de potencia esté entre 0,85 y 0,95.

Los que no cumplan con el mínimo requerido enfrentarán multas más elevadas. La medida busca reducir los picos de demanda durante periodos de alto consumo, como en el verano.

Cómo evitar las multas de Edenor y Edesur

Para evitar estas multas, los usuarios deberán adaptar sus instalaciones al nuevo factor de potencia, lo que incluye la instalación de medidores que registren la energía reactiva. Los pasos para solicitar un nuevo medidor son los siguientes:

En el caso de una persona jurídica, se debe presentar el DNI del representante legal y el contrato o estatuto social.

También una Declaración de Conformidad de Instalaciones Eléctricas (DCI). Este certificado no es necesario si el domicilio ya tenía un pilar o medidor y el nuevo pedido de suministro mantiene las mismas condiciones.

Para propietarios: Presentar la escritura del inmueble o la declaratoria de herederos. Si el título no incluye la dirección, debe acompañarse de la plancheta catastral.

Para inquilinos: Presentar uno de los siguientes documentos: contrato de locación, comodato, boleto de compraventa, fideicomiso o certificado de domicilio.

Si el trámite lo realiza otra persona debe llevar el DNI del autorizado o apoderado. Como así también una nota de autorización o poder firmada por el titular.

Cuál es el calendario de multas establecido

El cronograma de aplicación de multas es el siguiente:

1º de octubre de 2024: se aplicará un recargo del 30% del valor total.

1º de mayo de 2025: el recargo aumentará al 60%.

1º de diciembre de 2025: se comenzará a cobrar el 100% del recargo.

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El sindicato de petroleros jerárquicos de Neuquén que encabeza Manuel Arévalo firmó un acuerdo ante la Secretaría de Trabajo de la Nación por los dos reclamos históricos y a partir de ahora se destraba el conflicto sorpresa causado con las empresas de hidrocarburos de Vaca Muerta.

La Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social, dependiente del Ministerio de Capital Humano, comunica que representantes del Sindicato de Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), y la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE), han alcanzado un acuerdo histórico que pone pone fin al conflicto que se venía desarrollando en el sector y comprometía las actividades de Vaca Muerta.

Durante la firma, el secretario Cordero transmitió “las felicitaciones” de la ministra Sandra Pettovello “por comprometerse con la posibilidad de que haya un acuerdo en el marco de la paz y el diálogo social en un sector que es estratégico para el desarrollo del país”.

En este sentido, destacó que “este acuerdo pone fin también a un reclamo de muchos años y representa un avance para el diálogo social que estamos impulsando desde el ministerio de Capital Humano”.

Cuáles eran los reclamos de los petroleros jerárquicos

El gremio había lanzado protestas y duras advertencias a las compañías por el reconocimiento de horas extras para los trabajadores jerárquicos, que incluye el personal técnico, supervisores y gerentes, y por una reformulación del diagrama de trabajo en las empresas de servicios especiales.

En el primer caso, Arévalo exigía el pago de horas extras aunque estos trabajadores, ya reciben una compensación adicional del 23% sobre su salario básico para diferenciarse de los petroleros “base”. El gremialista argumentó que las empresas no ajustaron los valores de acuerdo con la Resolución 2.128/14 del Ministerio de Trabajo, que establece subas en línea con paritarias. En su defensa, los empresario indicaron en las negociaciones que ese ajuste era alcanzado por los acuerdos macro.

El segundo reclamo planteó un cambio en el diagrama de trabajo de “2×1” (dos días por uno) a “1×1” (un día y un día) para las operaciones de perforación direccional en Vaca Muerta, un cambio que podría tener un impacto en los costos de desarrollo para las empresas involucradas, porque requiere hasta tres veces más personal y contrataciones, y eso encarece la actividad.

Este diagrama de “1×1” fue implementado tiempo atrás por la empresa San Antonio Internacional, y requirió un aumento importante de la cantidad de personas empleadas en las compañías de servicios especiales, lo que podría hasta triplicar los costos operativos.

Las quejas gremiales comenzaron un mes atrás, con la reglamentación por parte del Poder Ejecutivo del artículo 82 de la Ley 27.743 denominada “Paquete Fiscal”. Esa reglamentación -que se hizo a través del Decreto 652/2024– estableció una exención del pago del Impuesto a las Ganancias para los petroleros de Vaca Muerta, pero que apuntó solamente a los operarios de campo y dejó afuera a los jerárquicos.

En ese marco, Arévalo reactivó los antiguos reclamos, lanzó medidas de fuerzo y se abrió forzadamente una mesa de negociación en el ámbito de la Secretaría de Trabajo, que la semana pasada dictó una conciliación obligatoria.

Con la firma del acuerdo se abre una ventana de paz para retomar el trabajo el Vaca Muerta.

Reclamo de petroleros: el acuerdo con la Secretaría de Trabajo

El acta suscripta por los presentes establece la actualización de la resolución 2128/14, para llevar el tope mínimo salarial a $377.119, eliminando el tope máximo y estableciendo que el tope mínimo se ajustará de acuerdo con los incrementos salariales futuros.

Además, establece que los trabajadores jerárquicos y/o profesionales con certificación en operación direccional (Direccional Drilling) deberán cumplir un diagrama de trabajo 1×1, pernoctando en la locación de la operación; un punto central del reclamo del gremio.

Así, se dan por concluidos todos los reclamos tratados iniciados por la representación gremial.

De la firma participó Manuel Arévalo, Secretario General del Sindicato de Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

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El Gobierno estima que la concreción de los primeros proyectos del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) inyectará US$47.100 millones en la economía del país, de acuerdo a lo especificado en el Informe de Gestión brindado al Congreso por el jefe de Gabinete, Guillermo Francos. 

El documento precisó cuáles son las iniciativas de inversión que se activaron a partir de la puesta en marcha del RIGI, en distintos puntos del país y en diversos sectores, como litio, cobre, siderurgia, oro y gas natural licuado.

Al respecto, Francos enumeró las “inversiones estratégicas para la economía del país” que fueron informadas por el Ministerio de Economía, “en el marco del impulso al sector privado que brindará la puesta en marcha del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)”. 

Al principio de la semana, en el acto por el Día de la Industria en la UIA, el presidente Javier Milei ya había adelantado que el Ejecutivo esperaba inversiones en torno a los 50 mil millones de dólares, mencionándolo como uno de los logros más importantes de su gestión.

En ese sentido, manifestó que “si quieren ver un ejemplo claro de que pasa cuando se reduce el costo argentino y se aumenta la libertad miren al RIGI, que se reglamentó hace unas semanas a pesar de solo contar con 37 diputados y 7 senadores, y ya esperamos inversiones por más de US$50.000 millones”.

Los proyectos con las inversiones motorizadas a partir del RIGI

En Buenos Aires, SIDERSA presentó un plan de inversiones por US$300 millones para instalar una planta siderúrgica de última generación en la ciudad de San Nicolás. Esta iniciativa, que comprende US$100 millones destinados a la tecnología importada y US$200 millones a producción nacional, permitirá abastecer al mercado con insumos, como el hierro de construcción. La generación de exportaciones que se estima en el 30% de la producción, en función de la demanda local, que equivalen a US$100 millones anuales.

En Río Negro, YPF y Petronas prevén construir una planta de gas natural licuado en la localidad de Sierra Grande. La inversión estimada es de US$30.000 millones. 

También el RIGI impulsa consolidar la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner que propuso la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS). Según la compañía, se trata de una inversión en dos etapas que alcanzan los US$700 millones.

En San Juan hay dos proyectos mineros encabezados por las compañías BHP y Lundin. Uno de ellos es Filo del Sol, con una inversión inicial proyectada en US$5000 millones, y el otro, Josemaría, con una inversión de US$3000 millones. Estos desarrollos vinculados a la explotación del cobre en San Juan suman US$8000 millones. 

Además, en lo que respecta al litio, mineras extranjeras tienen la intención de invertir en la provincia de Salta. Se trata de la surcoreana Posco que avanzará en la segunda y tercera fase de su proyecto de litio de US$2000 millones en el Salar del Hombre Muerto. La empresa busca construir una planta para ampliar sus instalaciones en su desarrollo Sal de Oro, su inversión más importante fuera de Corea del Sur de los últimos 60 años.

En julio, Eramine Sudamérica –conformada por la francesa Eramet (50,1%) y la china Tsingshan (49,9%)– inauguró la primera mina de litio en Salta y la cuarta del país en el salar Centenario-Ratones, que empezará a funcionar en noviembre y demandó US$870 millones. En carpeta tiene una segunda instalación con un desembolso de US$800 millones.

El gigante chino Ganfeng –el mayor proveedor mundial para la producción de baterías de litio– evalúa una inversión de US$1000 millones. Tiene el proyecto Mariana en el Salar Llullaillaco y construye un parque solar con el que prevé el autoabastecimiento energético. En marzo, compró el 15% del proyecto Pastos Grandes, que empezará su construcción en 2025 y es propiedad de Lithium Argentina, filial de la canadiense Lithium Americas. Son socias en otros proyectos como Caucharí-Olaroz, la mina más grande de litio del país, ubicada en Jujuy. Participan junto con Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse).

También figura Rio Tinto, que opera en Salar de Rincón y prevé una segunda planta por US$300 millones. Plasa –con un proyecto en el Salar de Diablillos y cuyo CEO se reunirá en la segunda quincena de septiembre con el ministerio de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, Martín de los Ríos, para informarle detalles de su expansión– y la china Hanak, que está reorganizando sus inversiones para avanzar RIGI mediante.

Por último, en lo que respecta al cobre, First Quantum Minerals, a cargo del proyecto Taca Taca, pretende inyectar US$4000 millones. Y Alpha Lithum y Tecpetrol evalúan invertir en oro.

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Las empresas bonaerense productoras de biocombustibles rechazaron enfáticamente un proyecto para modificar el esquema de regulaciones del sector, promovidos por lo que llamaron “La Liga Bioenergética”, un pool de grandes compañías de Santa Fe, Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy a las que acusan de intentar llevar todo el negocio a esas provincias.

La posición de las compañías bonaerenses fue expresada por la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), que reúne a los productores de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luís.

En un comunicado en el que enumeró las desventajas de la eventual reforma de la Ley, CEPREB indicó que si se avanza con los cambios “muy probablemente el proyecto desembocará en un mayor costo para los consumidores” porque la iniciativa “estipula que el precio final de venta será el más alto ofertado por las compañías”.

“Dada la larga historia de abusos de posición dominante y cartelización que caracterizan a la economía argentina, no sería de extrañar que una vez más ocurra algo similar; alertaron los productores de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luís.

“Creemos que toda Ley es perfectible y que sin dudas la Argentina puede y debe aumentar el corte de biocombustibles, pero no podemos avalar que bajo ese argumento compartido por todos se intente aprobar un proyecto que viola la seguridad jurídica y castiga a quienes  invirtieron  en el país bajo una Ley que les dio un marco normativo que vence en 2030, indicó la Cámara.

Entre las razones para rechazar la reforma de la ley tal como fue propuesta, apuntaron a que el proyecto “no genera nuevas inversiones” y además “premia la ineficiencia”, los ítems clave en el desarrollo armónico del sector privado.

Respecto del primer punto, explicaron que “la Argentina tiene un 75% de capacidad ociosa de producción de biodiesel. El proyecto solo asigna qué plantas estarán prendidas y cuales apagadas. Beneficia a aquellas empresas que hicieron inversiones para exportar pero que al verse hoy imposibilitadas de hacerlo por temas de competitividad, pretende ingresar al mercado interno, en desmedro de empresas que invirtieron exclusivamente para este mercado”. Sobre la ineficiencia, apuntaron que “cuanto menos biodiesel exporten las aceiteras, más grande será el cupo local que se les asigna”.

Además, el comunicado dice que el proyecto no fue elaborado sobre la base del consenso y no busca desregular el sector sino que “por el contrario, lo único que hace es cambiar un marco regulatorio por otro con más regulaciones y mucho más complejas, hechas por y a medida de las empresas que se pretende beneficiar”.

Un punto central para CEPREP es que la iniciativa, debido al sistema de licitaciones que plantea, implica “una competencia desleal entre PYMES”, a tiempo que concentra toda la producción en Santa Fe, que “pasará de producir el 30% del biodiesel a más del 80%. Si bien en parte esto es por el ingreso de las aceiteras, también lo es por las miles de toneladas que las compañías no integradas de Santa Fé ganarán en detrimento de las demás Provincias.”

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La petrolera Vista Energy, fundada por el ex presidente de YPF, Miguel Galuccio, cumplió cinco años en Wall Street y celebró la fecha con la participación de sus autoridades en la apertura de las operaciones del día.

Tras cinco años en la bolsa, la compañía aumentó sus acciones más de 460% y actualmente tiene un valor de mercado de 5.000 millones de dólares.

Además, las acciones de Vista son las argentinas que más subieron en dólares en los últimos tres años.

Galuccio y su equipo de colaboradores celebraron los cinco años al participar de la apertura de las operaciones bursátiles en Nueva York con el típico toque de campana.

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A la altura de Río Grande, Tierra del Fuego, y a 60 kilómetros de la costa, en pleno mar austral, se encuentra la plataforma del Proyecto Fénix, que en los próximos días pondrá en marcha uno de los tres pozos de gas natural con los que se buscará consolidar el autoabastecimiento del país.

Los especialistas sostienen que que la puesta en marcha de este yacimiento offshore será el primer hito de una zona que puede aportar 10 millones de metros cúbicos por día de gas de la Cuenca Austral Marítima, lo que equivale al 8% de la producción argentina, y en comparación, es el potencial capaz de sustituir importaciones de 15 buques de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno, en un país con problemas crónicos de falta de dólares.

Las inversiones, estimadas en 700 millones de dólares es anterior al RIGI. La Cuenca Austral empezó a ser desarrollada en 2022, cuando las tres empresas encararon la inversión para que Fénix ya sea casi una realidad. TotalEnergies, de capitales franceses pero con 45 años de permanencia en el país y futura operadora, y la estadounidense Wintershall pusieron el 75% del total desembolsado,  mientras que el restante 25% corrió por cuenta de la argentina Pan American Energy (PAE).

La plataforma es la sexta en el Mar Austral. “Somos el principal operador privado de gas natural de la Argentina, con el 25% del total. Con la puesta en marcha de Fénix concentraremos el 33%, es decir, que de cada 10 milaneses que se cocinan en un hogar, tres se hacen con nuestro gas”, explicó uno de los operarios de Total.

El gas será transportado por un gasoducto submarino de 36,5 kilómetros que conecta Fénix con Vega Pléyade, otra plataforma offshore operada por Total, y desde ahí será enviado a la planta de tratamiento fueguina de Río Cullen por la continuidad del ducto con una extensión de otros 70 kilómetros.

Allí se separarán los líquidos, y el gas será enviado al Gasoducto San Martín para cruzar el Estrecho de Magallanes y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca.

En el proyecto habrá tres perforaciones más, uno de ellos como reemplazo ante una eventual contingencia, y los tres pozos deberán ingresas en funcionamiento para antes de fin de año. Las estimaciones marcan que esa inversión de USD 700 millones podrán recuperarla en cuatro años, para luego comenzar a ver las ganancias.

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El Sindicato Petrolero, Gas y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) lleva adelante desde este martes a la noche un paro general en respuesta a la situación crítica que atraviesa la industria debido al retiro de YPF de los yacimientos de Santa Cruz y la falta de inversión por parte de las operadoras.

La medida de fuerza comenzó a las 20 de este martes y afecta a todos los yacimientos de Santa Cruz. Fue confirmada por el secretario general del Sindicato Petrolero, Gas y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER), Rafael Güenchenén, y se fundamenta en la crisis de la industria de los hidrocarburos por la ausencia de inversiones de las operadoras, apuntándose de manera particular a YPF.

A través de un comunicado de prensa emitido minutos antes de iniciarse el paro, el gremio hizo saber que “esta acción se enmarca en una serie de medidas de protesta contra la reducción de la producción, la falta de inversiones y los problemas ambientales derivados de la retirada de YPF de la provincia”.

En consonancia con estas acciones –agrega-, este miércoles se llevará a cabo una movilización y asamblea general a partir de las 11 en la plazoleta del Gorosito de Caleta Olivia bajo el lema: ‘Contra el vaciamiento, la desinversión y el desastre ambiental provocado por YPF en Santa Cruz’.

Asimismo, confirmó que este evento contará con la presencia del gobernador Claudio Vidal, quien junto al secretario general del SIPGER serán los principales oradores.

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Wintershall Dea anunció este martes que transfirió sus operaciones de gas y petróleo a Harbour Energy. Este anuncio incluye activos de producción y desarrollo, además de los derechos de exploración en Argentina -donde había actividad en Vaca Muerta y en el Proyecto Fénix offshore de Tierra del Fuego- así como también en Noruega, Alemania, México, Argelia, Libia, Egipto y Dinamarca.

En diciembre del año pasado, Harbour Energy firmó un acuerdo con BASF y LetterOne, los accionistas de Wintershall Dea, para fusionar las dos empresas. Tras recibir las aprobaciones regulatorias necesarias, la transacción de los aproximadamente u$s11.000 millones fue completada.

Luego del cierre en dicha transacción, Stefan Schnell y Larissa Janz asumirán la dirección de la empresa como presidente del consejo de administración y Vicepresidenta del Consejo de Administración, respectivamente. Schnell había ocupado el cargo de vicepresidente sénior de gestión de informes y rendimiento del grupo en BASF SE, mientras que Lanz fue vicepresidenta de proyectos especiales en Wintershall Dea.

Estas nuevas designaciones vienen de la mano con otros mandatos que llegaron a su fin: el director general Mario Mehren, la directora de operaciones Dawn Summers y el director financiero Paul Smith, anunciaron su salida de Wintershall Dea.

Por su parte, Schnell declaró: “Agradezco a la junta directiva saliente y a todo el equipo de Wintershall Dea su trabajo profesional a pesar de los importantes desafíos de los últimos nueve meses. Ahora nos estamos concentrando en desinvertir los activos restantes y brindar servicios a Harbour Energy en los próximos meses. También nos estamos preparando para cerrar nuestra sede. Mientras hacemos esto, continuaremos trabajando como siempre lo ha hecho Wintershall Dea: con responsabilidad y profesionalismo”.

Unos 800 empleados se verán afectados por el cierre de las oficinas centrales de Wintershall Dea en Kassel y Hamburgo. En junio de 2024, la empresa y los representantes de los trabajadores concluyeron negociaciones sobre una conciliación de intereses y un plan social integral para los empleados.

Las operaciones de Wintershall Dea en Argentina

A principios de 2023 la empresa alemana anunció más perforaciones en Vaca Muerta, la construcción de infraestructura para el plan offshore Fénix en Tierra del Fuego y un análisis del potencial local de Hidrógeno y la captura de CO2. El monto total a desembolsar en estas operaciones llegaba a los u$s480 millones.

Wintershall Dea mantiene activa a través de terceros una producción convencional de gas natural y petróleo crudo en Neuquén desde hace 25 años. Tiene una participación del 27,3% en el yacimiento convencional del bloque Aguada Pichana Este, junto a TotalEnergies 27,3%, YPF 27,3% y PAE 18,1%, y posee en el mismo bloque el 22,5% de las participaciones de shale gas en Vaca Muerta, junto a los mismos operadores: TotalEnergies 41%, YPF 22,5% y PAE 14%.

Pero además, son socios con las mismas empresas con un 24,7% en el bloque San Roque, el cual tiene una extensión de más de 1.040 km² y se ubica al noreste de Aguada Pichana.

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La Política Online (LPO) reveló que el presidente Javier Milei habría propuesto un cambio en la traza del gasoducto de Vaca Muerta, que originalmente debía conectar Salliqueló en Buenos Aires con San Jerónimo en Santa Fe. La nueva propuesta de la administración es redirigir el tramo desde La Pampa hasta Córdoba. Esta modificación representa un nuevo golpe financiero para la provincia de Buenos Aires y refleja las tensiones políticas entre Milei y el gobernador Axel Kicillof.

La primera etapa del gasoducto, conocido como el Gasoducto Néstor Kirchner, que transporta gas desde Tratayen en Neuquén hasta Salliqueló, fue crucial para la recuperación del autoabastecimiento energético en Argentina y para el crecimiento en la exportación de hidrocarburos. La segunda etapa del proyecto tenía como objetivo conectar Salliqueló con San Jerónimo, un punto nodal en el sistema de gasoductos del país.

Según un documento de Enarsa, la nueva propuesta de traza busca reducir costos y mejorar la eficiencia. Sin embargo, la modificación ha sido interpretada por algunos como un acto de retaliación política contra Kicillof, especialmente después de la reciente mudanza de la planta de GNL de Petronas de Bahía Blanca a Río Negro, otro punto de conflicto entre el gobierno nacional y la provincia.

El documento oficial de Enarsa menciona preocupaciones ambientales en la provincia de Buenos Aires, incluyendo la vegetación arbustiva y las áreas de descanso para la fauna local. Sin embargo, ex funcionarios de Enarsa consideran que estos argumentos son insuficientes, ya que los estudios de impacto ambiental y social ya se habían completado y las expropiaciones necesarias estaban firmadas.

Para los expertos del sector, la modificación de la traza parece más un castigo político hacia la administración provincial que una necesidad técnica. Los beneficios de que el gasoducto pase por una provincia incluyen regalías, desarrollo industrial y generación de empleo, por lo que este cambio podría tener implicaciones económicas significativas para Buenos Aires.

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Mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Pampa Energía anunció días atrás que compró el 41,5% de sus bonos en circulación que tenían una tasa de interés del 9.125% con vencimiento en 2026, por un monto total de 150,2 millones de dólares.

Este monto representa el 41,53% de los bonos en circulación. La oferta de adquisición se realizó en efectivo y venció el 24 de agosto de 2023.

La compañía pagará 1.010 dólares por cada 1.000 dólares de valor nominal de los bonos, más los intereses acumulados hasta la fecha de liquidación, que está programada para el 29 de agosto de 2023.

“Pampa aceptó comprar todos los bonos válidamente ofertados y no retirados antes de la fecha de expiración. El precio de compra por cada $1,000 de monto principal de los bonos es de $1,010. Pampa también pagará los intereses acumulados y no pagados sobre los bonos desde la última fecha de pago de intereses hasta, pero sin incluir, la fecha de liquidación de la oferta de adquisición, que se espera sea el 29 de agosto de 2023. Todos los Bonos adquiridos por Pampa en la Oferta de Adquisición serán cancelados”, se indicó en el comunicado.

Además, la firma anunció su intención de redimir todos los bonos que no fueron vendidos en la oferta de adquisición. Esta redención está prevista para el 25 de septiembre de 2023, lo que resultará en la cancelación total de los bonos restantes.

Con esta estrategia, Pampa Energía busca reducir significativamente su carga financiera, consolidando su posición dentro del mercado energético argentino.

“Pampa ha encargado a BofA Securities, Inc. como agente gestor de la oferta para la Oferta de Adquisición. Global Bondholder Services Corporation ha sido nombrado como agente de información y agente depositario para la oferta de adquisición”, detalla el documento enviado a la CNV.

La operación es vista como una estrategia de Pampa Energía para disminuir su deuda y liberar recursos financieros que puedan ser destinados a otras áreas de inversión. La compañía ha señalado que, tras la redención de los bonos restantes, no quedará ningún bono en circulación, eliminando así compromisos financieros futuros relacionados con esta emisión.

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En el contexto regional sudamericano, Bolivia emerge como un país con los precios más bajos en combustibles como la gasolina y el diésel, informó el Ministerio de Hidrocarburos y Energías. Con la gasolina a 0,54 dólares por litro y el diésel a 0,53 dólares, Bolivia se posiciona como uno de los más accesibles en términos de costos energéticos.

Sin embargo, esta política de precios subvencionados, impulsada por el Estado, generó tanto beneficios, al contener la inflación, como complicaciones, al ocasionar un gasto millonario anual a la Nación. Rocío Molina, asesora del referido ministerio, destacó a los periodistas que esta situación se debe a la subvención estatal que mantiene estos costos por debajo de los observados en otros países de la región.

La comparativa revela que el precio por litro de gasolina en Bolivia se sitúa en dólares 0,54 (equivalente a 3,74 bolivianos), mientras que en países vecinos como Paraguay, Brasil, la Argentina, Perú y Chile, los precios oscilan entre 0, 91 y 1,40 dólares por litro. En el caso del diésel, Bolivia también muestra precios competitivos, con 0,53 dólares por litro, en contraste con los 1.017 a 1,29 dólares observados en Uruguay, la Argentina, Chile y Brasil.

Sin embargo, Molina lamentó el impacto negativo del contrabando de combustibles, facilitado por los precios subsidiados. “Mientras tengamos un precio de gasolina subvencionado, el contrabando es prácticamente incontenible, desangrando millones de bolivianos que podrían destinarse a necesidades vitales como educación y salud”, explicó.

Según datos oficiales, Bolivia importa aproximadamente el 50 por ciento de la gasolina y el 85 por ciento del diésel que consume, lo que representa una carga significativa para las arcas del Estado.

Este panorama suscitó un debate nacional, especialmente después de que el presidente Luis Arce propuso un referéndum para determinar el futuro de los subsidios a los hidrocarburos.

La propuesta de Arce refleja la necesidad de evaluar el impacto económico y social de mantener los subsidios, así como la viabilidad de políticas alternativas que puedan equilibrar la economía nacional sin afectar el bolsillo de los ciudadanos, informó la agencia de noticias Xinhua.

El ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, indicó el miércoles que la subvención a los hidrocarburos pasó de 200 millones de dólares, en 2008, a casi 2.000 millones de dólares en 2023 y este año se proyecta monto similar. Así, defendió la propuesta del presidente Luis Arce de llevar a un referéndum la decisión de mantener o no esta subvención. Molina reveló que esta “subvención generó durante todo este tiempo también problemas en la demanda” y que parte del combustible está orientada al contrabando a otros países donde el precio es más alto. 

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Las personas que accedieron de forma automática a los subsidios a la electricidad y el gas y quieren mantener ese beneficio, deberán inscribirse en Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) -si no lo hubiesen hecho con anterioridad- antes de este miércoles 4 de septiembre. Sino, empezarán a pagar más cara la energía a partir del mes que viene.

Se estima que son alrededor de 1,7 millones de usuarios que deben hacerlo y para ello ingresar a la página web www.argentina.gob.ar/subsidios y seguir los pasos necesarios para completar los formularios. Si bien la primera fecha era en agosto, el Gobierno extendió un mes más la posibilidad para que los usuarios que reciben la tarifa social y nunca se inscribieron en el RASE se puedan anotar en el registro y así obtener el nivel de subsidio que les corresponda.

Si bien el RASE continuará abierto indefinidamente, quienes no completaron el registro antes de este miércoles perderán la bonificación en su factura y esa fecha no tendrá una nueva prórroga. Si no se inscriben voluntariamente, el Estado considera que no lo necesitan. Pero no es necesario que los hogares que ya hicieron el empadronamiento se vuelvan a anotar, a menos que quieran actualizar sus datos.

La gestión de Alberto Fernández puso en marcha en 2022 la segmentación tarifaria por la que todos los usuarios debían anotarse en el RASE o perderían el subsidio. Allí se dividió a los hogares en altos ingresos (Nivel 1), Ingresos bajos (Nivel 2) e Ingresos Medios (Nivel 3). Los últimos datos oficiales arrojan que los N1 son 5,3 millones, los N2 son 8 millones y los N3 son 2,7 millones.

Aunque se trata de una medida del Gobierno de Alberto Fernández, la administración de Javier Milei sigue con este sistema, pero con el objetivo de que se trate de un programa de “transición” con fecha de caducidad el 30 de noviembre de este año, con posibilidad de seis meses de prórroga.

¿Quiénes pueden acceder al subsidio?

La solicitud debe ser completada por todos los hogares que nunca se hayan inscrito y quieran acceder al beneficio. Una vez inscritos, podrán acceder siempre y cuando reúnan las condiciones socioeconómicas para tenerlo. Tienen que ser hogares que cumplan con los siguientes requisitos:

– Perciban ingresos totales de bolsillo menores de 3,5 canastas básicas totales de hogar tipo 2 (que en junio último equivalían a $ 3.056.091, según el INDEC) o menores de 3,5 canastas básicas totales tipo 2 más el 22% ($ 3.728.431) para los hogares de la Patagonia.

– No cuenten con 3 o más inmuebles propios.

– No tengan 3 o más vehículos con una antigüedad menor a 5 años.

– No tengan una aeronave o embarcación de lujo.

– No sean titulares de activos societarios que demuestren capacidad económica plena

Cómo anotarse para recibir el subsidio

Cualquier persona que sea usuaria residencial mayor de 18 años puede acceder al beneficio, siempre y cuando no sea catalogado como nivel 1. 

Para acceder al subsidio, todo usuario (siempre y cuando no sea N1) debe completar un formulario de inscripción, o bien hacerlo a través de un centro de atención telefónica llamando al 0800-222-7376. También se puede acudir en forma presencial a la prestadora o a los entes reguladores. Tras ingresar a la web:

Hacer click en el botón “Inscribirse al RASE”.

Aceptar que los datos que se cargan en el sistema tienen carácter de declaración jurada.

Cargar los datos personales, laborales y económicos. Al finalizar, presionar “Siguiente”.

Ingresar los datos de los servicios como figuran en la factura (solo números, sin guiones, barras y/o letras). Se deben incluir los datos del servicio para el que se está solicitando el subsidio.

Detallar cómo está compuesto el hogar. Si el solicitante vive solo, solo debe marcar esa opción y cargar la cantidad de inmuebles que tiene. En tanto, quien viva con otras personas en un mismo domicilio debe ingresar los datos de los convivientes y sus ingresos, además de la cantidad de inmuebles que posee el grupo familiar.

Al finalizar, la persona inscripta recibirá un mail confirmando su solicitud y con un número de trámite. Para poder realizar cualquier modificación es necesario contar con esos dígitos, la dirección de mail que con el que se registró la inscripción y el DNI.

Qué datos que se solicitan para completar el formulario RASE

El número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en la factura de energía eléctrica y gas natural por red.

El último ejemplar del DNI.

El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Los ingresos de bolsillo de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Una dirección de correo electrónico. 

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Durante varios días, y de manera constante, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) transporta 21,5 millones de metros cúbico por día de gas de Vaca Muerta, alcanzando un nuevo récord a partir de la puesta en funcionamiento y de los trabajos realizados en la Planta Compresora Tratayén, Neuquén, operativa desde julio.

Con las permanentes pruebas realizadas en la PC Tratayén, la operación del gasoducto alcanzó los 90 bar. El GPNK se encuentra transportando 21,5 millones de metros cúbico de gas, volumen que ha podido abastecer la demanda prioritaria que en las últimas dos semanas se ha mantenido con un alto consumo para la época del año.

Además, avanza la construcción de la Planta Compresora Salliqueló, en la provincia de Buenos Aires, que permitirá aumentar otros 5 millones de metros cúbicos por día la capacidad de transporte de gas del GPNK, informó Energía Argentina.

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Luego de que las petroleras aplicaron un aumento en el precio de las naftas y el gasoil de 3% este jueves, horas después añadieron un adicional de 2,5% en la Ciudad de Buenos Aires para achicar la brecha con las provincias, donde históricamente el valor del litro es mayor.

Con ese adicional, el costo del litro en surtidor se incrementó más de 5% en la Ciudad, un porcentaje mayor al que en el resto del país. Este ajuste fue autorizado por el Ministerio de Economía y busca equilibrar las disparidades de precios a los consumos de nafta y gasoil que se observan en el país.

Aumento de la nafta en todo el país

Ayer, el Gobierno actualizó el impuesto sobre los combustibles, contribuyendo a la suba en los precios de la nafta y el gasoil, que aumentaron un 3% en promedio en todo el país. 

Tras la postergación del ajuste en julio, el Ejecutivo dispuso aplicar un incremento moderado del 1% en los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono, desde el primer día del octavo mes del año.

En línea con esta decisión, la administración de Javier Milei  suma en los primeros siete meses del gobierno un 132% de aumento, 46% por encima del 86% de inflación y aclaran que busco “diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultan aplicables a partir del 1 de agosto de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”. 

¿Cuánto cuesta el litro de nafta en agosto de 2024?

Con el incremento del 2,5% que entra en vigencia hoy, estos son los siguientes precios al consumidor, por litro, dentro del perímetro de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA):

Nafta Súper: $969

Nafta Premium: $1197

Gasoil Súper: $1008

Gasoil Premium: $1281

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Encabezado por el gobernador Claudio Vidal, el pasado viernes se realizó el Foro “Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo”. El evento estuvo organizado por el Gobierno Provincial, a través del Ministerio de Energía y Minería, junto a la Plataforma H2 Argentina, y con financiamiento de la Unión Europea.

La apertura estuvo a cargo del responsable de cartera energética y minera santacruceña, Jaime Álvarez; Ilse Cougé, jefa de sección de Cooperación de la Unión Europea en Argentina; Juan Carlos Villalonga, de la PlataformaH2 Argentina; y el gobernador de la Provincia de Santa Cruz, Claudio Vidal.

En ese marco, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, realizó un recuento del desarrollo de la industria energética en la provincia, desde la explotación carbonífera en 1940, pasando por la producción hidrocarburífera, hasta llegar al tendido del interconectado eléctrico y el reciente impulso a las energías limpias. “Contar esto, es contar que Santa Cruz tiene una historia energética”, subrayó Álvarez.

Además, destacó que la provincia cuenta con potencial para la generación de energías geotérmica en la cordillera, hidráulica en los ríos, y mareomotriz en las bahías de San Julián, Puerto Deseado, Puerto Santa Cruz y Río Gallegos.

También remarcó el papel clave de las zonas francas de Caleta Olivia y Río Gallegos, que gracias a recientes marcos regulatorios nacionales creados y por crearse nacionales, tienen el potencial de impulsar el desarrollo de instalaciones industriales para la producción de hidrógeno.

Álvarez hizo un llamado a los representantes internacionales y empresarios presentes en el evento, afirmando: “Si sumamos la potencialidad de recursos naturales de Santa Cruz, con una población comprometida que conoce de energías gaseosas y líquidas, como el hidrógeno, y su potencial de exportación, no cabe duda de que somos una provincia clave para el desarrollo de esta industria”.

Finalmente, Álvarez subrayó que “la suma de estas factibilidades hace de Santa Cruz uno de los mejores lugares en el mundo para atraer inversiones en la producción de hidrógeno verde y en la creación de energía eléctrica que puede ser transportada a otros continentes. De esta manera, Santa Cruz contribuirá mundialmente a la descarbonización, reduciendo los gases de efecto invernadero y mitigando el calentamiento global”.

Por su parte, Ilse Cougé, subrayó el rol crucial que jugarán las inversiones internacionales en el desarrollo de esta industria: “La llegada de inversores extranjeros es fundamental para consolidar a la provincia como un referente en el sector energético sostenible”, por lo que “el compromiso de Europa con la transición energética es firme, y Santa Cruz puede jugar un papel estratégico en nuestra estrategia de importación de hidrógeno verde, lo que beneficiará tanto a la economía local como a la lucha global contra el cambio climático”.

“La conversación en torno al hidrógeno tuvo algunas etapas y desafíos. Hay una primera etapa por el año 2019, en la que vimos que las inversiones en materia de hidrógeno verde tenían un interés particular en la Argentina, y que a nivel global, las hipótesis se convertían en planes concretos. Luego, en una segunda instancia, se avanza con una conversación más estructurada, más profunda, que tuvo su punto culmine con la estrategia nacional. Este Foro se enmarca en una tercera etapa, tenemos que construir política pública en materia de hidrógeno, avanzar con la regulación”, Juan Carlos Villalonga, asesor Círculo de Políticas Ambientales y miembro de la Plataforma H2Argentina .

Durante su intervención en el Foro de Hidrógeno Verde, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, destacó las oportunidades que ofrece la provincia para el desarrollo de energías renovables y la importancia de dar un paso firme hacia la producción sustentable, particularmente en el campo del hidrógeno verde. En presencia de empresarios, inversores y autoridades locales e internacionales, Vidal subrayó la riqueza natural y el potencial de Santa Cruz.

Luego de dar la bienvenida a los presentes, Integrantes de Gabinetes, Ministros, Senadores, Diputados Provinciales, Intendentes de otras localidades, embajadores, vecinos, empresarios y futuros inversores, sean bienvenidos a esta hermosa y rica provincia”, expresó Vidal al inicio de su discurso. “Hermosa por su naturaleza, por la característica de la región, por tener lugares que son de los más elegidos en el mundo. Una provincia rica por la variedad de recursos que tiene”.

El Gobernador hizo un repaso histórico de las actividades económicas tradicionales de la provincia, destacando el papel del petróleo, el gas, la minería de oro y plata, que actualmente representan el 48% de las exportaciones totales del país. Sin embargo, Vidal reconoció que estos recursos no son renovables, lo que requiere un replanteamiento de la matriz productiva provincial.

“Ahora bien, tanto el petróleo como el gas, convencional o no, y el oro y la plata, son recursos no renovables. Tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo, y nosotros, con nuestras características de la zona, estamos preparados para ser los primeros productores”, sostuvo Vidal.

El mandatario destacó que en el pasado la provincia no había dado el paso necesario hacia la explotación de energías renovables debido a la falta de proyección o temor al cambio. “Quizás por ser conformistas, no le dimos la importancia ni el valor que deberíamos haber dado a esta actividad. Pero ahora, con la difícil situación económica que enfrenta nuestro país y nuestra provincia, es el momento de recapacitar y de animarnos a dar ese gran paso”.

En este sentido, el Gobernador realizó un llamado directo a los empresarios presentes: “Estamos dispuestos a cambiar, estamos preparados para producir, para recuperar nuestra cultura de trabajo. Estamos convencidos de que fortalecer nuestra economía se basa en la producción. Les pedimos que confíen en nosotros, queremos salir adelante a través del esfuerzo y del trabajo”

Vidal también resaltó la importancia de equilibrar y hacer convivir las actividades tradicionales con las nuevas oportunidades de producción sustentable. “Durante muchos años, quienes tuvieron la fortuna de extraer oro, plata, petróleo o gas, dejaron de lado la ganadería o el agro. Este gobierno cree que es posible que las actividades convivan, y eso va a fortalecer nuestra economía”

Finalmente, el Gobernador destacó la relevancia del Foro de Hidrógeno Verde y el potencial de la provincia en este nuevo campo energético. “En estos momentos, tenemos 24 de los 30 proyectos más importantes del país. Es un dato importante para tener en cuenta. Gracias a todos y bienvenidos a este foro, en el que discutimos el recurso más abundante del mundo, y nosotros estamos preparados para comenzar a producirlo”, cerró.

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Equinor planea invertir 6.600 millones de dólares anuales en sus operaciones off-shore en Noruega, La empresa tiene previsto invertir entre 5.700 y 6.600 millones de dólares al año en la plataforma continental noruega hasta 2035, dijeron Opedal y Kjetil Hove, Vicepresidente Ejecutivo de Exploración y Producción de Equinor en Noruega.

El objetivo es mantener su actual nivel de producción en el mar de Noruega en torno a 1,2 millones de barriles diarios hasta 2035, dijo Hove. La empresa también tiene previsto perforar entre 20 y 30 pozos de exploración al año en la plataforma continental noruega hasta 2035.

El aumento de los costos y el desarrollo de los yacimientos impulsarán la inversión en petróleo y gas en las costas noruegas, primer productor de hidrocarburos de Europa Occidental, hasta alcanzar un nivel récord, según los últimos datos de Statistics Norway de principios de mes.

La inversión total en actividades petrolíferas y gasísticas en 2024, incluido el transporte por oleoducto, se estima en un máximo histórico de 24.000 millones de dólares (257.000 millones de coronas), según Statistics Norway en su encuesta del tercer trimestre sobre los planes de inversión de las compañías petroleras.

Las inversiones en petróleo y gas en alta mar en Noruega también seguirán siendo elevadas en 2025. El año que viene, las empresas esperan invertir un total de 22 450 millones de dólares (240 000 millones de coronas), según la última encuesta. Esta estimación es un 11% superior a las previsiones de las empresas en la anterior encuesta de mayo, según la oficina de estadística.

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La petrolera YPF confirmó su regreso a la Fórmula 1 como patrocinador oficial de Franco Colapinto, el piloto que este domingo hizo su debut con la escudería Williams. Este retorno de la empresa a la máxima categoría del automovilismo se produjo después de 23 años de ausencia.

El piloto argentino, nacido el 27 de mayo de 2003 en Pilar, provincia de Buenos Aires, Argentina, ha sido una figura emergente en el automovilismo desde sus inicios y con tan solo 21 años, fue anunciado como piloto de la Fórmula 1 por parte de la escudería Williams.

El argentino, reemplazo del estadounidense Logan Sargeant, debutó en el Gran Premio de Monza, convirtiéndose en el vigésimo sexto argentino en correr en la categoría reina del automovilismo.

La llegada de Colapinto a la máxima categoría trajo de regreso a la compañía petrolera, la cual destacó que el piloto se convertirá en uno de sus embajadores en el mundo, representando “los valores del esfuerzo y profesionalismo que YPF promueve en todos sus desafíos”.

La última vez que un piloto argentino compitió en la F1 fue en 2001, cuando Gastón Mazzacane corrió en el Gran Premio de San Marino.

“Ahora, con el respaldo de YPF, Colapinto se suma a la lista de grandes nombres del automovilismo argentino, como Juan Manuel Fangio y Carlos Reutemann, quienes también dejaron su marca en la categoría reina”, indicó la firma.

YPF subrayó que esta asociación con Franco Colapinto no solo celebra el retorno del país a la Fórmula 1, sino que también destaca la apuesta de la compañía por apoyar el talento joven y proyectar a Argentina en el escenario internacional.

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Grupo Albanesi, el principal comercializador de gas de la Argentina, logró una aceptación del 81% en su oferta de canje de obligaciones negociables locales. “Esta adhesión representa un notable gesto de confianza por parte de los inversores”, destacó la compañía.

“Esta operación es sumamente relevante, ya que extiende los plazos de las obligaciones financieras en consonancia con la generación de flujo operativo, este último vinculado a contratos de largo plazo. De esta manera, la compañía ofrece un horizonte financiero más ordenado y robusto, y simplifica la estructura de deuda”, explicó Guillermo Brun, director Financiero del Grupo.

El proceso de canje se produce en un contexto de expansión y crecimiento de las operaciones, con inversiones cercanas a los U$S 600 millones, por medio de tres proyectos: 

La obra de ampliación y cierre del ciclo combinado de la Central Térmica Ezeiza, que finalizó en abril y opera desde entonces al tope de su capacidad. 

La conversión de ciclo abierto a ciclo combinado de la Central Térmica Modesto Maranzana, la más grande que posee Albanesi en el país, ubicada en la ciudad de Río Cuarto, provincia de Córdoba, cuya octava turbina de gas fue incorporada en junio, y que en octubre quedará habilitada con el ciclo cerrado. 

La construcción de la Central de Cogeneración Arroyo Seco, en la provincia de Santa Fe, que se encuentra en pleno proceso de puesta a punto, próxima a ingresar en fase operativa

“Grupo Albanesi agradece la confianza y el apoyo de sus inversores, que hacen posible la concreción de grandes proyectos de infraestructura que contribuyen al desarrollo productivo de nuestro país”, dijo Armando Losón (h.), presidente del Grupo.

Albanesi es un grupo argentino de capitales privados fundado en 1912, con 112 años en el mercado local. Sus actividades principales son la generación de energía eléctrica y la provisión de gas natural. 

Para el final de este año se aproximará a los 2.000 MW de capacidad instalada a través de sus 10 centrales equipadas con tecnología de última generación.

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YPF destinará US$ 500 millones a recomprar Obligaciones Negociables que vencen entre 2025 y 2027.

Se trata de las ON Clase XXXIX (el ticker es YCA6O), con vencimiento el 28 de julio de 2025 y que pagaba una tasa de 8,5%, que había sido emitida en 2015, y las Clase LIII, con vencimiento el 21 de julio de 2027 y un cupón del 6,95%, emitida en 2017.

Con esos fondos comprará solo una parte de estos bonos en circulación, ya que del primero hay emitidos US$ 1.130 millones y del segundo, US$ 809 millones.

Para concretar la operación, YPF hará una nueva colocación de deuda en la que la empresa espera conseguir mejores condiciones. Un de las nuevas ON vencerá en 2031, será a tasa fija, y con cupón semestral.

Según los términos de la recompra, YPF ofrecerá un premio a los que entren antes del 12 de septiembre. 

Por cada bono clase XXIX pagará US$ 1.012,50. Pasada esa fecha y hasta el 27 de septiembre que cierra la oferta, el pago bajará´a US$ 962,50.

Lo mismo sucederá con el bono Clase LIII: por el ingreso temprano se abonará US$ 971,50 y luego US$ 921,50.

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El Gobierno publicó este lunes los nuevos cuadros tarifarios para las empresas prestadoras de los servicios de gas y luz, lo que le mete presión a la inflación y al bolsillo de los argentinos.

Los nuevos valores, que derivarán en un incremento promedio del 4% en las boletas, fueron aprobados en distintas Resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE) publicadas en el Boletín Oficial, y corresponden a proveedoras de todo el país.

En el caso del gas, las actualizaciones abarcan a Metrogas, Transportadora de Gas del Sur S.A., Naturgy Ban, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, GasNor, Litoral Gas, Gas del Centro, Gas NEA y Distribuidora de Gas Cuyana. En cuanto a la energía eléctrica, el cuadro tarifario corresponde a Edesur y Edenor, por lo que impacta en CABA y Gran Buenos Aires.

El aumento se definió, en parte, para compensar el impacto de la reducción del impuesto PAIS con una baja del gasto público en subsidios.

El monto final de las boletas de energía se compone del costo de tres servicios más el recargo de los impuestos y tasas nacionales, provinciales y municipales. Equivale al costo de generar electricidad o producir gas (que tiene subsidios del Tesoro), el de transportar la energía a los centros de consumo y el de distribuirla en hogares, comercios e industrias. Los últimos dos servicios no están segmentados según el nivel de ingresos y, por lo tanto, el costo es igual para todos los hogares.

Hasta julio, el Gobierno había gastado en 2024 unos $ 3,82 billones -a moneda constante del mes pasado- en subsidios a la energía, un 40% menos en relación al período enero-julio 2023.

Este miércoles, si el Gobierno no lo vuelve a extender otro mes, finaliza el plazo para anotarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Los usuarios de tarifa social que no se anoten, perderán el subsidio. 

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Con el objetivo de fortalecer su presencia en la región, Pan American Energy invertirá 3000 millones de dólares en México. Esta inversión en el sector energético promete un impacto positivo en la economía local y el avance de proyectos sustentables.

En declaraciones a Canal E, el periodista mexicano Enrique Hernández, quien contó que se aprobó un proyecto petrolero liderado por una filial de Panamerican Energy en el cual se planea invertir más de 3000 millones de dólares en un pozo petrolero ubicado en el Golfo de México, “una zona rica en petróleo y gas”.

Según el entrevistado, la noticia es relevante dado que la presidenta electa, Claudia Sheinbaum, informó que no convocará nuevas rondas para que otras petroleras inviertan en México. Y agregó: “Es notable que empresas privadas estén invirtiendo en una industria donde Pemex mantiene un monopolio significativo”.

En cuanto al proyecto, Hernández contó que se busca construir 15 pozos y cuatro plataformas petroleras, además de adquirir un barco que transportará gas natural para su venta a Pemex. “Este petróleo no llegará a tierra, ya que será comercializado directamente con otras empresas que operan en el Golfo de México”, continuó.

Además, el entrevistado mencionó que la empresa argentina, en colaboración con socios mexicanos, desempeñará un papel clave en la operación de este proyecto offshore. Y recalcó que la inversión, durante 20 años, “es una muestra del compromiso de estas empresas en la industria energética mexicana”.

Con respecto a la importancia de estas inversiones, el periodista mexicano sostuvo que es de suma importancia, ya que la demanda global de combustibles sigue siendo alta, impulsando sectores como el automotriz. 

Y cerró: “Para México, es vital que empresas extranjeras sigan invirtiendo, especialmente en un momento de incertidumbre económica y evaluaciones negativas por parte de calificadoras internacionales”.

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La empresa TGN finalizó las obras de readecuación en sus plantas compresoras de Deán Funes y Ferreyra, que permitirán incrementar en un 50% el volumen de transporte de gas natural desde Vaca Muerta hacia el norte del país, una vez que se ponga operativo el Gasoducto de Integración Federal y los primeros 31 kilómetros del loop que forman parte del plan de reversión del Gasoducto Norte.

Se conoce como loop a una técnica que permite incrementar la capacidad de transporte mediante la construcción de una tubería paralela que se conecta al ducto principal en dos puntos.

La readecuación de las plantas cordobesas de Deán Funes y Ferreyra constituye, junto a las modificaciones que realizó la compañía en octubre del 2023 en las de Tío Pujio y Leones, una etapa intermedia del proyecto que se ejecuta para abastecer a provincias del norte y centro del país con prescindencia del gas que se importa desde Bolivia.

Con las obras concluidas en Deán Funes y Ferreyra, TGN podrá movilizar el gas natural en sentido inverso desde Córdoba hacia Tucumán y Salta, lo que permitirá dinamizar en los próximos meses el abastecimiento a hogares, industrias y centrales de generación eléctrica de las provincias de la región desde la formación de la Cuenca Neuquina, que contiene el segundo mayor recurso no convencional de gas a nivel mundial.

Los 10 millones de metros cúbicos diarios que hoy llegan al centro del país, de acuerdo con las previsiones, escalarán a 15 millones de metros cúbicos diarios. Esto será posible una vez que se finalicen las obras de construcción del gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 122 kilómetros de extensión entre Tío Pujio y La Carlota y el tendido de los primeros 31 kilómetros de los 62 totales del loop de 30 pulgadas sobre el Gasoducto Norte entre las plantas de Tío Pujio y Ferreyra.

Tanto la planta compresora de Deán Funes como la de Ferreyra se encuentran ubicadas en la provincia de Córdoba. La primera cuenta con 9.700 HP de potencia instalada y fue inaugurada en noviembre de 1960. La segunda, inaugurada en marzo de 1989, cuenta con 3.060 HP de potencia instalada.

Operadora regional

TGN, operadora regional de ductos, es también una proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos. Opera y mantiene alrededor de 11.100 kilómetros de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras. Es la responsable de transportar el 40% del gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Su experiencia en la industria y un equipo de profesionales calificados le permiten brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.

El accionista controlante de TGN es Gasinvest SA (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol SL y Compañía General de Combustibles SA) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a Southern Cone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos SA (BYMA).

Fin a la importación

Con la finalización de las obras de reversión del Gasoducto Norte, en los próximos meses Argentina dejará de importar gas de Bolivia, tras 18 años de despachos enmarcados en un acuerdo bilateral que entró en vigencia el 1 de enero de 2007 y que se extendió a estos días con distintas adendas.

La reversión del gasoducto Norte no solo permitirá sustituir importaciones y fortalecer el abastecimiento de las demandas del NOA, sino que además abrirá una estratégica vía para exportar gas de Vaca Muerta a Brasil a través de Bolivia.

El gigante del Mercosur necesita gas y ese mercado ofrece un fuerte atractivo para las operadoras de áreas de la Cuenca Neuquina que, con un recurso de clase mundial, mueve el tablero de la oportunidades dentro y fuera del país.

En julio último la Secretaria de Energía de la Nación empezó a autorizar formalmente a petroleras a exportar gas natural hacia Brasil, una de las mayores apuestas que tiene en carpeta la industria hidrocarburífera.

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La balanza de dólares del sector energético fue positiva por US$ 2.933 millones entre enero y julio de este año y, por tanto, mejoró respecto al año pasado en US$ 4.092 millones.

El informe del economista Nadin Argañaraz precisó que “al descomponer la variación de la balanza de dólares de la energía, se tiene que el efecto precio generó una suba de US$ 568 millones y el efecto cantidades una suba de US$ 3.524 millones”.

Añadió que “en el parcial, el principal aporte de dólares vino por el lado del ahorro generado por las menores importaciones. Por el menor precio de la energía importada se ahorraron US$ 587 millones y por la menor cantidad de energía importada el ahorro fue de US$ 2.247 millones. La suma da la cifra da US$ 2.834 millones”.

En materia de exportaciones, las mayores cantidades exportadas compensaron el menor precio, siendo positivo el efecto sobre la balanza de dólares en US$ 1.258 millones.

Este desempeño ayudó a atenuar el impacto negativo sobre las reservas internacionales.

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El Gobierno oficializó este viernes el nuevo aumento de luz y gas del 4% fijado para septiembre. Mediante una comunicación del Ministerio de Economía, se dieron a conocer los detalles de la actualización de los valores de producción que los usuarios verán reflejados en las facturaciones. El incremento responde a los componentes de transporte y distribución.

Se trata de los nuevos costos del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PIST).

Valor promedio de la factura de gas para septiembre

“A los fines de garantizar un suministro de gas sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético, el Gobierno Nacional fijó los nuevos valores de producción de gas que se trasladarán a los usuarios”, explicaron desde el Ministerio.

Según la segmentación de subsidios implementada en 2022, los usuarios se encuentran divididos en tres categorías: Altos ingresos (Nivel 1), Ingresos bajos (Nivel 2) e Ingresos Medios (Nivel 3).

Dicho traslado se realizará, para todos los usuarios residenciales, manteniéndose las bonificaciones establecidas en la resolución SE 91/24, y los sectores productivos (comercios e industrias) a entre 3,316 USD/MMBTU y 3,505 USD/MMBTU, según distribuidora.

El comunicado aclara que el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicará en los próximos días los nuevos cuadros tarifarios considerando los tres niveles de segmentación.

Aumento de la luz a partir de septiembre de 2024

Para el noveno mes del año, y “para brindar mayor transparencia y estabilidad en los costos”, se fijaron el Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE), Precio Estabilizado del Transporte (PET) y Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), señalaron desde Economía.

El PEST es valorizado, según los horarios pico (18 a 23hs), valle (23 a 05hs) y resto (05 a 18hs):

N1 (ingresos altos) y sectores productivos (comercios e industrias): entre 61.526 y 65.127 $/MWh. N3 (ingresos medios)

N2 (ingresos bajos): Se siguen manteniendo las bonificaciones establecidas mediante la Resolución 90/2024 de esta Secretaría.

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El precio de la nafta aumenta mes a mes y se espera que la nueva suba sea del 3%, la cual se aplicará en septiembre. En este marco, se anunció a través del Boletín Oficial que habrá también incremento al impuesto a los combustibles que también se aplicará en septiembre.

La medida se hizo oficial en el decreto 770/2024 y establece que los montos regirán durante todo septiembre. Pero aclaran en el documento las reiteradas ocasiones que se echaron para atrás con el aumento al impuesto y alcararon que en meses anteriores Nación aplicó aumentos parciales.

En agosto hubo una suba del 3% porque comprendía la actualización del 1% y la devaluación del dólar oficial del 2%. Por lo que, en septiembre se dará un aumento del 3% aproximadamente y, de esta manera, todos los surtidores tendrán un valor superior al $1000.

“A partir del 1 de septiembre del 2024, inclusive, sufrirán efectos, por un lado, los incrementos remantentes que se han ido postergando conforme las medidas precitadas, correspondientes al cuarto trimestre calendario del año 2023 y al primer trimestre calendario del año 2024”, indica el documento.

Y agrega que también sufrirán efecto “los incrementos en los montos de los referidos impuestos derivados de la actualizacióncorrespondiente al segundo trImestre del calendario”. El incremento es al impuesto sobre los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono (IDC).

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MSU Green Energy obtuvo la aprobación comercial de su segundo parque solar, Pampa del Infierno, ubicado en la provincia de Chaco. 

Pampa del Infierno, el parque solar más extenso del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables), posee una capacidad instalada de 130 MW que abastecerá a más de 90 mil hogares y evitará la emisión de 147.600 toneladas de dióxido de carbono al año.

El parque fue construido en nueve meses, un tiempo récord para el desarrollo habitual de un parque solar en nuestro país. 

A lo largo de su tiempo de construcción, generó empleo directo local a más de 400 personas fortaleciendo el desarrollo del norte argentino.

“Contar con más energía limpia nos permite seguir avanzando de manera ágil hacia una transición energética eficiente. Desde MSU tenemos en construcción y operación más de 600MW en energía solar y apuntamos a llegar a 1GW en los próximos tres años”, dijo Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO de MSU, sobre el futuro de la empresa.

MSU Green Energy lidera el sector de energía solar con inversiones de más de 650 millones de dólares para generar 665MW en energía verde en 11 parques solares. 

Los nuevos proyectos en diferentes partes del país buscan fortalecer la infraestructura energética y contribuir a la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

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En redes sociales varios usuarios compartieron imágenes y videos de un apagón masivo en Venezuela, que dejó cerca de 20 estados se encuentran sin electricidad. Ciudades como Caracas, Maracaibo y San Cristobal fueron afectadas, las autoridades del país denunciaron un “sabotaje eléctrico”.

“En estos momentos se reporta un mega apagón en la ciudad de Caracas en Venezuela, así como en varias ciudades del país se encuentran sin luz”, informó un usuario por redes sociales, este tipo de comentario se replicó en X, donde muchos compartieron videos de las ciudades a oscuras.

El apagó ocurrió aproximadamente a las 4:50 de la madrugada y, hasta el momento, se desconocen las causas. Según Freddy Ñañez, ministro de Comunicación de Venezuela, expresó en su cuenta oficial de Telegram que “hemos sido víctimas, una vez más, de un sabotaje eléctrico que ha afectado varios estados del país incluyendo La Gran Caracas”.

Además informó que “el equipo del gabinete eléctrico trabaja para la restitución total del servicio. Se ha activado en la Capital un operativo especial para el transporte superficial. Nadie nos quitará la paz y la tranquilidad a los venezolanos y venezolanas”.

Las fuerzas de seguridad fueron sacadas a las calles para ordenar el tránsito y los peatones, que se amontonaron en las calles y generó el caos para poder circular con seguridad ante la falta de semáforos y el funcionamiento del metro, lo que incrementó el uso del transporte como colectivos.

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La Empresa Provincial de Energía (EPEC) firmó convenios para la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba con la empresa Coral Energía

Los acuerdos se desarrollan en el marco del programa RenMDI, que pertenece a la Secretaría de Energía de la Nación, dentro del cual EPEC resultó adjudicataria de 11 proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables, en el año 2023. 

Los proyectos que van a desarrollarse en Córdoba a partir de la firma de estos acuerdos son el Parque Solar San Francisco, el Parque Solar San Francisco del Chañar, el Parque Solar Cruz del Eje y el Parque Solar Villa María. En total aportarán 15,5 MW de potencia al sistema energético nacional, que es equivalente al consumo de más de 55.500 habitantes.

Además, los parques solares contribuirán de manera significativa a la transición de la matriz energética de Córdoba en renovable. Y permitirá que la provincia se posicione como referente en sostenibilidad y eficiencia energética dentro del país.

La inversión prevista para el desarrollo de estas cuatro obras, que tendrán coordinación entre sectores públicos y privados, es de 16 millones de dólares. La interacción de ambos sectores permite una distribución eficiente de los riesgos y tareas, en relación a la construcción de infraestructura crítica para la generación de energía renovable. 

Por otro lado, la distribución territorial de los proyectos permite aprovechar la infraestructura que pertenece a EPEC, como soporte en el desarrollo de estas nuevas tecnologías. Y de esta manera, poder optimizar el uso de los recursos y mejorar la competitividad de las inversiones.

La Secretaría de Energía de la Nación promover la generación de energía renovable en puntos estratégicos del país. La participación de sectores públicos y privados en esta iniciativa se logró mediante dos convocatorias abiertas nacionales e internacionales, que se realizaron en 2022 y 2023. 

En la segunda convocatoria, EPEC logró la adjudicación de todos los proyectos que presentó, 11 en total, que inyectarán una potencia de 28.5 MW al mercado eléctrico nacional. Además, resultó la empresa con mayor cantidad de proyectos adjudicados a nivel nacional.

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En el marco del juicio por la estatización de YPF, el fondo Burford Capital solicitó a la Corte del Distrito Sur de Nueva York ampliar la búsqueda de información para embargar activos argentinos que permitan cobrar el fallo que obliga a la Argentina a pagar US$ 16.000 millones, con el acceso a los mails y chats de 26 funcionarios.

El listado en discusión fue dado a conocer por Sebastián Maril, de Latam Advisors: “Lo que piden es buscar los mails con palabras clave. Hoy, los beneficiarios pidieron postergar la definición. Ahora, la Corte deberá definir si acepta el pedido en las dos audiencias que habrá el próximo martes por YPF y el Banco Nación. Se ha incrementado el nivel de disputa entre Argentina y los beneficiarios del fallo”, detalló.

Entre esos funcionarios figuran el ministro de Economía, Luis Caputo, el asesor presidencial Santiago Caputo y el exministro de Hacienda y excandidato presidencial, Sergio Massa.

Las partes ya habían acordado la semana pasada la apertura de las comunicaciones de 12 funcionarios de segunda línea de la gestión de Javier Milei y Alberto Fernández. 

Pero los beneficiarios del fallo pidieron a la jueza Loretta Preska incluir otros 14 nombres, entre ellos los Caputo, lo que acrecentó las tensiones con los fondos que buscan acelerar el cobro por la expropiación de YPF en 2012.

La medida solicitada se enmarca en el “discovery” autorizado en febrero para buscar información desde el 2020 a la fecha y probar que las entidades públicas, como el Banco Central y el Banco Nación, son lo mismo que YPF, una sociedad anónima que cotiza tanto en la Bolsa de Buenos Aires como en Nueva York. 

El objetivo es poder acceder a activos argentinos, como el oro que trasladó Caputo al exterior.

Según la presentación, la Argentina “se ha negado a recopilar y producir documentos relevantes que no están contenidos en cuentas de correo electrónico mantenidas por el gobierno, incluyendo comunicaciones transmitidas a través de cuentas de correo electrónico personales o aplicaciones de mensajería (como WhatsApp, Slack o Gmail)”.

Para los demandantes, “el descubrimiento de méritos demostró que los funcionarios del gobierno argentino se comunican ampliamente a través de cuentas de correo electrónico no gubernamentales en sus capacidades oficiales”. 

Y si bien el Gobierno ofreció revisar sólo las comunicaciones externas de funcionarios con empleados de YPF o del BCRA, los reclamantes consideran que “no son suficientes”.

El argumento es que las discusiones internas sobre YPF y el BCRA también son “esenciales” para establecer el control del gobierno sobre esas entidades. 

Burford compró en España el derecho a litigar contra la petrolera, luego de que dos empresas del Grupo Petersen (de la familia Eskenazi) con acciones en YPF fueran a la quiebra y renunciaran a hacerle juicio al Estado por la expropiación.

En la lista de funcionarios argentinos también figuran la actual subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético, Mariela Beliansky, el exsecretario general de Presidencia Julio Vitobello, el exministro de Interior Eduardo “Wado” de Pedro, el exviceministro de Economía Gabriel Rubinstein, el exsecretario de Industria José Ignacio de Mendiguren, el extitular de Aduana Guillermo Michel, el exsecretario legal de Economía Ricardo Casal, su antecesora Rita Haydee Tanuz, y el exsecretario de Comercio Matías Tombolini.

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El Gobierno analiza volver a aumentar en todo el país las tarifas de luz y de gas en septiembre, mes en el que anticipan una continuidad en la desaceleración de la inflación por la reducción del Impuesto PAIS.

Si prospera la decisión, el incremento será del 4% promedio en las facturas de los hogares, industrias y comercios, apenas por debajo de la suba que aplicará Aysa para agua y cloacas en el área metropolitana.

A esto se suma el impacto que tendrá sobre el bolsillo la quita de subsidios al colectivo en la Ciudad y la provincia de Buenos Aires y que los combustibles subirán 2,5% promedio en todo el país por un nuevo diferimiento del impuesto a los combustibles líquidos (ICL).

En el caso de las boletas de energía, Caputo analiza junto a su equipo cuál será la magnitud de la suba que aplicará desde el mes próximo. 

La pauta con la que trabajan las empresas es de entre el 2% y el 4% en el precio de la electricidad y el gas pero también en el sector de transporte y distribución. 

La inflación de julio fue del 4% y Economía espera un nivel similar para agosto.

La nueva suba de tarifas seguirá impactando en el poder adquisitivo de la población e impidiendo una recuperación económica firme, según analistas.

Según cálculos de la Secretaría de Energía, a nivel nacional, los usuarios residenciales cubren el 57% del costo “real” del gas y del 64% de la electricidad. 

El resto es subsidio y Caputo analiza el mejor timing que la cobertura llegue al 100%. 

En ese análisis entra la situación social y el objetivo de que continúe la desaceleración de la inflación.

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Las exportaciones mineras de Argentina en junio de 2024 totalizaron 265 millones de dólares, lo que representa una caída interanual del 15,6%, según el último informe de la Secretaría de Minería, dependiente del Ministerio de Economía. Esta baja se enmarca en una tendencia descendente observada durante los primeros seis meses del año, en los cuales las exportaciones mineras acumularon un total de 1.860 millones de dólares, registrando un decrecimiento interanual del 4,5%.

A pesar de la caída, el sector minero sigue siendo un componente clave de la economía argentina, representando el 4,8% de las exportaciones totales del país en junio y el 5,1% del total acumulado en el primer semestre de 2024.

Las exportaciones de minerales metalíferos, que incluyen principalmente oro y plata, continuaron liderando el sector minero, aunque mostraron signos de debilidad. En junio de 2024, estos minerales generaron 215 millones de dólares en exportaciones, representando el 81% del total minero exportado. Sin embargo, este monto significó una caída interanual del 16,3%, con el oro disminuyendo un 11,4% y la plata un 30,2%.

Durante el primer semestre de 2024, las exportaciones de oro alcanzaron los 1.255 millones de dólares, reflejando un crecimiento interanual del 19,5%. En contraste, la plata mantuvo su tendencia a la baja, con una caída del 38,7% interanual.

Caída en el valor del litio

El litio, uno de los minerales clave para la matriz exportadora argentina, también experimentó una baja en junio de 2024, con exportaciones que sumaron 40 millones de dólares, lo que representa una disminución interanual del 14,2% en valor. Esta caída se atribuye principalmente a la reducción de los precios de exportación.

No obstante, el volumen de litio exportado mostró un crecimiento significativo, aumentando un 62,4% en el acumulado de los primeros seis meses del año. En términos de ingresos acumulados, el litio generó 272 millones de dólares en el primer semestre de 2024, lo que constituye una reducción del 34,7% en comparación con el mismo período de 2023. A pesar de esta disminución, estos resultados representan la segunda mejor posición histórica para las exportaciones de litio en los primeros seis meses de un año, solo superada por los niveles de 2023.

Destinos de exportación

El análisis de los destinos de exportación revela una alta concentración en un reducido número de países. En junio de 2024, Estados Unidos, Suiza, China y Corea del Sur explicaron el 88% de las exportaciones mineras argentinas, totalizando 234 millones de dólares. A lo largo del primer semestre, estos cuatro países representaron el 76% del total de exportaciones mineras, con Suiza liderando el grupo, seguido por Estados Unidos y China.

Dentro del segmento de minerales metalíferos, estos destinos también fueron predominantes, absorbiendo el 77% de las exportaciones totales del sector en los primeros seis meses del año.

En el caso del litio, China mostró un incremento significativo en su participación, aumentando un 134% interanual, lo que destaca la creciente importancia del mercado asiático para este mineral clave.

A pesar de la caída general en las exportaciones mineras, algunos países experimentaron aumentos en sus compras de productos argentinos. Suiza, por ejemplo, registró un crecimiento interanual del 69% en junio, reflejando una robusta demanda europea. En contraste, India mostró una caída del 91% en sus importaciones, indicando posibles desafíos en ese mercado.

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La Secretaría de Energía autorizó volúmenes adicionales para exportar gas natural con el objetivo de potenciar al máximo el perfil exportador del país, generar mayores divisas y contribuir al superávit fiscal.

En este sentido, el Gobierno Nacional definió abrir a la libre competencia de exportación, una vez reconocidos los derechos preferentes del Plan Gas.Ar y evaluadas las proyecciones que aseguran la seguridad del suministro interno.

De esta manera, la iniciativa implica la ampliación de los cupos de exportación de gas y el permiso para generar contratos de 4 años de duración. En este sentido, se trata de la primera vez en los últimos 20 años que se van a hacer contratos de exportación de gas plurianuales.

La medida va en línea con la reciente visita del Presidente Javier Milei a Chile, en la cual el eje fue ampliar la integración regional e identificar un camino para ir aumentando las exportaciones de gas natural al país trasandino.

Además, la decisión se encuadra en los principios de la Ley Bases en términos de que se pretende maximizar la renta del país, garantizar la seguridad del suministro, potenciar el perfil exportador del país y mejorar la balanza de pagos de la República Argentina.

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Gracias al incremento de las exportaciones de petróleo y gas, junto con el retroceso de las importaciones, la Argentina sigue consolidando una balanza comercial energética positiva y en julio alcanzó los 214 millones de dólares de superávit.

En particular, el mes pasado se exportaron 864 millones de dólares, lo que implicó un crecimiento de 42% en relación a los 609 millones de 2023. A su vez, los volúmenes importados para este mismo período se redujeron un 33,5%: pasaron de 978 millones (2023) a 650 (2024).

De acuerdo con los datos aportados por el INDEC, en los siete primeros meses de 2024 el país realizó exportaciones por 5.665 millones de dólares, frente a los 2.731 millones correspondientes a los volúmenes importados.

En la comparación interanual del tramo enero-julio, también se consolida la tendencia positiva, ya que las exportaciones aumentaron un 28,5% con respecto a 2023. En forma complementaria, las importaciones se redujeron un 50,9 por ciento en la comparación del mismo período, con 2.731 millones en 2024 frente a los 5.565 de 2023.

Si se pone el foco en el petróleo crudo, en julio se exportaron 581 millones de dólares, un 89,8% superior a los 306 de ese mes en 2023. Además, para el tramo enero-julio, se acumularon exportaciones por 3.115 millones, un 65% superior a los 1.887 del año pasado.

El conjunto de estos números ratifica el compromiso inversor de las empresas locales e internacionales a partir de un marco de reglas transparentes y la reconstrucción de la confianza entre los sectores público y privado.

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YPF Luz y McEwen Copper, subsidiaria de la minera internacional McEwen Mining, firmaron un memorando de entendimiento (MDE) que permite a las compañías negociar de manera exclusiva para asegurar el abastecimiento de la demanda del proyecto sanjuanino Los Azules con energía de fuente renovable.

El acuerdo prevé, además, la conexión del proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante una línea de alta tensión cuyo diseño, construcción y financiamiento estará a cargo de YPF Luz, mientras que la energía a suministrar provendrá de activos renovables de la compañía conectados al SADI.

Michael Meding, VP de McEwen Copper y gerente general del proyecto Los Azules, manifestó “Los Azules va a cumplir un rol clave para la Argentina y para el mundo con una contribución importante en la descarbonización. El potencial geológico que tiene posicionará a San Juan en el mapa internacional de los recursos para la transición energética y en ese lugar, YPF Luz es un aliado estratégico para cumplir con nuestro objetivo de ser 100% renovables”.

En tanto que Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó que “estamos felices de dar este nuevo paso con McEwen Copper y contribuir a viabilizar la producción de cobre sustentable, fundamental para la transición energética. Este acuerdo demuestra nuestro compromiso con brindar soluciones energéticas integrales que se adaptan a las necesidades de cada cliente, en este caso con obras eléctricas que permiten al proyecto abastecerse de energía confiable y renovable”.

El MDE robustece la alianza entre ambas compañías, que comenzó a principios de 2023, con la firma de un acuerdo inicial para trabajar en conjunto en la búsqueda de soluciones que garanticen el suministro eléctrico a Los Azules.

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La Argentina hizo una presentación este lunes ante la justicia de Estados Unidos para evitar perder acciones de YPF. Esto sucedió luego de que la Corte de Apelaciones ratificó el fallo de la jueza Loretta Preska en el que autorizaba a fondos de inversión a embargar bonos estadounidenses que el país tiene en su poder.

De acuerdo a lo que detalló Sebastián Maril, de Latam Advisors, la carta enviada por los abogados que representan al país toma de referencia el fallo de la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito en el caso Attestor Master -que confirma el embargo de activos soberanos-, ya que “respalda el caso de la Argentina al tratar de impedir la entrega de acciones de YPF a los acreedores judiciales”.

En concreto, el país argumenta que “la actividad comercial (no el uso) debe ocurrir en los Estados Unidos para que el bien esté sujeto a embargo”. En ese contexto, se espera que los acreedores contesten la carta en los próximos días.

La decisión que tomó la Corte de Apelaciones la semana pasada beneficia a otro grupo de holdouts que nunca cobraron por los bonos argentinos que tenían en sus carteras de inversión al momento de la crisis de principios de siglo. Le hicieron juicio al país y obtuvieron una sentencia favorable en primera instancia, en la que la jueza Preska -que lleva varios reclamos contra la Argentina- obligó al país a pagar US$ 477 millones.

“La Argentina no pagó y entonces Preska autorizó que empezaran los embargos. Esto fue en 2021. Los bienes a embargar eran confidenciales hasta comienzos de este año, cuando se conoció que eran los bonos del Tesoro de los Estados Unidos que la Argentina había usado como colateral para los bonos Brady”, explicó Maril.

Después de que la Corte de Apelaciones ratificara la decisión de Preska, los holdouts pueden ir tras esos títulos. Sin embargo, el problema es que los bonos Brady vencieron el 31 de marzo de 2023. En ese sentido, Maril indicó: “Hasta esa fecha, estuvieron depositados en la sucursal Nueva York de la Reserva Federal de Estados Unidos. Luego del vencimiento, cuando ya no se necesitaban como colateral, aparentemente la Argentina los trajo al Banco Central, aunque no está confirmado”.

¿Cómo sigue la causa? Los beneficiarios del fallo probablemente tratarán de repatriar esos títulos, si es que logran confirmar que están en la Argentina, para cobrarse una parte de la sentencia.

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El Gobierno bonaerense criticó este lunes a la administración nacional por eliminar los precios máximos de referencia a las garrafas y anunció que continuará con un descuento clave para la compra de este insumo en territorio provincial.

“De manera paliativa desde la Provincia vamos a seguir durante el mes de septiembre con los beneficios con Cuenta DNI, que permiten abaratar el costo de bolsillo de las garrafas para los bonaerenses”, sostuvo el ministro de Gobierno, Carlos Bianco, en su habitual conferencia de prensa.

En rigor, el próximo mes la billetera virtual del Banco Provincia continuará con el descuento del 40% todos los días en la compra de garrafas, con un tope unificado por mes y por persona de $4.500.

“El Gobierno nacional habilitó esta medida de desregulación que desordena la vida de los argentinos y genera ganancias extraordinarias para las empresas”, sostuvo Bianco.

“Desde la óptica del Gobierno, ahora el precio estará determinado por el libre juego de la oferta y la demanda; ellos siempre se ubican mentalmente en una estructura de mercado de competencia perfecta que no existe, porque el mercado de las garrafas es oligopólico, como tantos otros mercados”, explicó Bianco.

Y añadió: “Por lo tanto, cuando se desregulan los precios, esas pocas empresas concentradas terminan fijándolos a partir de la maximización de sus recursos”.

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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires aprobó este lunes un nuevo aumento en las tarifas del servicio eléctrico, a través de la Resolución N°955/24 publicada en el Boletín Oficial. Allí se explica que el incremento se debe al traslado de los precios mayoristas resuelto por Nación en una resolución de comienzos de agosto.

Los incrementos autorizados por el ministro Gabriel Katopodis alcanzan a las distribuidoras como Edea, Edelap, Eden y Edes; y se aplicará el trimestre agosto, septiembre y octubre con un incremento promedio del 4%, aunque el número final depende de cada categoría y distribuidora.

Asimismo, en la resolución se detalla la continuidad de las bonificaciones para los usuarios según cada categoría, definida en función de sus ingresos. Para el caso de N1 -ingresos mensuales superiores a 3,5 canastas básicas- no habrá bonificación, en los N2 -menor a una canasta básica- será del 71,92% sobre el predio definido para el segmento N1, en tanto que el excedente será valorizado al precio definido para N1. Finalmente, para la categoría N3 -ingresos de entre 1 y 3,5 canastas básicas- serán beneficiarios de una bonificación del 55,94% sobre el precio definido para N1 y el excedente será valorizado al precio correspondiente a N1.

Como parámetro para dimensionar el impacto de la medida y tomando un promedio provincial; en los usuarios N1 (ingresos altos) con un consumo residencial de 260 kwh, el valor de la factura pasará de $29,951 a $31.253; en usuarios Nivel 3 (ingresos medios), pasará de $16.544 a $17.228; y, finalmente, en usuarios N2 (ingresos bajos) pasará de $12.714 a $13.222.

En la Resolución, el Ministerio apuntó contra la Secretaría de Energía de la Nación por el incremento, que se da como consecuencia de la Resolución 192/2024 de dicha dependencia nacional donde se modificaron los Precios de Referencia de la Potencia (Potref) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) para el período comprendido entre el 1° de agosto y el 31 de octubre de 2024.

A fines de junio, la Provincia ya había aprobado un aumento de la luz con un impacto de entre el 16% y 83% según categoría, lo que incluía el bimestre junio-julio y el trimestre agosto-octubre. Ello se dio en respuesta a la Resolución 92/2024 de Nación que había aprobado la Programación Estacional de Invierno Definitiva para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Ahora, con la nueva Resolución de la Secretaría de Energía, se añadió un 4% extra para el segundo período.

“De acuerdo a lo establecido en los Contratos de Concesión, los precios fijados por la citada Resolución SE N° 192/24 y los criterios indicados en la Resolución SE Nº 90/2024, deben ser reflejados en las tarifas de los usuarios del servicio público de energía eléctrica de la provincia de Buenos Aires, a través del mecanismo de ´Pass Through´, puntualizó la Provincia sobre los motivos del aumento.

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Las personas que accedieron de forma automática a los subsidios a la electricidad y el gas y quieren mantener ese beneficio, deberán inscribirse en Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) -si no lo hubiesen hecho con anterioridad- antes del miércoles 4 de septiembre.

Se estima que son alrededor de 1,7 millones de usuarios que deben hacerlo y para ello ingresar a la página web www.argentina.gob.ar/subsidios y seguir los pasos necesarios para completar los formularios. Si bien la primera fecha era en agosto, el Gobierno extendió un mes más la posibilidad para que los usuarios que reciben la tarifa social y nunca se inscribieron en el RASE se puedan anotar en el registro y así obtener el nivel de subsidio que les corresponda.

Aunque se trata de una medida del Gobierno de Alberto Fernández, la administración de Javier Milei sigue con este sistema, pero con el objetivo de que se trate de un programa de “transición” con fecha de caducidad el 30 de noviembre de este año, con posibilidad de seis meses de prórroga.

Una de las claves del RASE es que establece 3 categorías de usuarios en función de su situación socioeconómica. De esta forma, quedan divididos en nivel 1, para los hogares de mayores ingresos (N1), nivel 2 para menores ingresos (N2) y nivel 3 para ingresos medios (N3). De estos 3 niveles, solo los 2 últimos pueden obtener el beneficio.

¿Quiénes pueden acceder al subsidio?

La solicitud debe ser completada por todos los hogares que nunca se hayan inscrito y quieran acceder al beneficio. Una vez inscritos, podrán acceder siempre y cuando reúnan las condiciones socioeconómicas para tenerlo. Tienen que ser hogares que cumplan con los siguientes requisitos:

– Perciban ingresos totales de bolsillo menores de 3,5 canastas básicas totales de hogar tipo 2 (que en junio último equivalían a $ 3.056.091, según el INDEC) o menores de 3,5 canastas básicas totales tipo 2 más el 22% ($ 3.728.431) para los hogares de la Patagonia.

– No cuenten con 3 o más inmuebles propios.

– No tengan 3 o más vehículos con una antigüedad menor a 5 años.

– No tengan una aeronave o embarcación de lujo.

– No sean titulares de activos societarios que demuestren capacidad económica plena

Cómo anotarse para recibir el subsidio

Cualquier persona que sea usuaria residencial mayor de 18 años puede acceder al beneficio, siempre y cuando no sea catalogado como nivel 1. 

Para acceder al subsidio, todo usuario (siempre y cuando no sea N1) debe completar un formulario de inscripción, o bien hacerlo a través de un centro de atención telefónica llamando al 0800-222-7376. También se puede acudir en forma presencial a la prestadora o a los entes reguladores. Tras ingresar a la web:

Hacer click en el botón “Inscribirse al RASE”.

Aceptar que los datos que se cargan en el sistema tienen carácter de declaración jurada.

Cargar los datos personales, laborales y económicos. Al finalizar, presionar “Siguiente”.

Ingresar los datos de los servicios como figuran en la factura (solo números, sin guiones, barras y/o letras). Se deben incluir los datos del servicio para el que se está solicitando el subsidio.

Detallar cómo está compuesto el hogar. Si el solicitante vive solo, solo debe marcar esa opción y cargar la cantidad de inmuebles que tiene. En tanto, quien viva con otras personas en un mismo domicilio debe ingresar los datos de los convivientes y sus ingresos, además de la cantidad de inmuebles que posee el grupo familiar.

Al finalizar, la persona inscripta recibirá un mail confirmando su solicitud y con un número de trámite. Para poder realizar cualquier modificación es necesario contar con esos dígitos, la dirección de mail que con el que se registró la inscripción y el DNI.

Qué datos que se solicitan para completar el formulario RASE

El número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en la factura de energía eléctrica y gas natural por red.

El último ejemplar del DNI.

El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Los ingresos de bolsillo de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Una dirección de correo electrónico.

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